Геологическое строение карбонатного разреза залежи

Актуальность работы. В настоящее время остро стоит вопрос об извлечении из недр трудноизвлекаемых запасов УВ. К трудноизвлекаемым относят запасы нефтяных залежей (месторождений, объектов разработки) или их частей, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геолого-физическими характеристиками и условиями залегания нефти.Выделяется несколько групп трудноизвлекаемых запасов (Лисовский Н.Н., Халимов Э.М.):аномальных нефтей (в том числе содержащих высоковязкие нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 30 мПа*с);неблагоприятныхколлекторов(низкопроницаемыеинизкопоровые, прерывистые и т.д.);контактных зон;нефтей, залегающих в неблагоприятных горногеологических условиях, осложняющих бурение скважин и добычу нефти (глубина более 4500 м и т.д.);остаточных запасов нефти с высокой степенью выработанности [20].ВВЕДЕНИЕКаменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторождения является примером залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так как вязкость нефти в пластовых условиях составляет в среднем 710 мПа*с. Кроме того, эта залежь является уникальным примером объекта сложного геологического строения. Месторождение было открыто в 1963 году и является одним из крупнейших в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.Ввиду высокой вязкости на залежи применяются методы теплового воздействия. В мире практически отсутствуют аналогичные проекты термического воздействия на пласт в столь уникальных условиях. Так, по данным Национального нефтяного совета США в мире существует 230 проектов разработки месторождений с применением паротеплового воздействия (ПТВ), из них 227 в терригенных коллекторах и только 3 в карбонатных [3].Для повышения эффективности различных методов воздействия на продуктивные пласты необходимо, в первую очередь, детально изучать геологическое строение объектов и факторы, обусловившие осадконакопление.На настоящий момент на залежи пробурено 1311 скважин в пределах купольной и прикупольной областях залежи. Основным методом изучения геологического строения при такой плотности скважин является детальная корреляция разрезов скважин. Под корреляцией разрезов скважин понимается сопоставление геофизических кривых с целью выделения в скважинах одновозрастных комплексов, горизонтов, пластов и пропластков с целью выяснения условий их залегания, степени постоянства их толщин и параметров, а также выявления путей фильтрации флюидов.Для проведения детальной корреляции разрезов скважин использовался отечественный инновационный программный комплекс «AutoCorr», разработанный коллективом ученых под руководством профессора И.С. Гутмана: И.Ю. Балабан, В.Е. Копылов, Г.П. Кузнецова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Н.Н. Лисовский (МПР), В.М. Староверов (МГУ имени М.В. Ломоносова).Цель и задачи исследованияЦелью работы является изучение особенностей геологического строения, а также условий залегания продуктивных отложений в карбонатном разрезе каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения на основе автоматизированной детальной корреляции для совершенствования системы разработки залежи.Научная новизнаВпервые с помощью ПК «AutoCorr» по единой методике была выполнена детальная корреляция разрезов всего массива скважин (1311), позволившая научно обосновать новую геологическую модель залежи высоковязкой нефти и определить местоположение зон повышенной трещиноватости по площади.Была выполнена типизация карбонатного разреза и установлена зональность распространения выявленных биогермных тел по площади и разрезу карбонатного резервуара залежи высоковязкой нефти.Впервые было доказано влияние тектонических процессов на особенности формирования карбонатного резервуара, обусловленность блоковой тектоникой многочисленных стратиграфических несогласий.Практическая значимость и реализация работыМетодические приемы при выполнении детальной корреляции в программном комплексе «AutoCorr» для изучения карбонатного разреза каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения опубликованы в «Методических рекомендациях к корреляции разрезов скважин» под редакцией профессора И.С. Гутмана, одобренных Экспертно-техническим советом Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ» Роснедра, Протокол от 15 ноября 2012 г.).Результаты автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин использованы в качестве основы для трехмерного геологического и гидродинамического моделирования. На основе предложенной геологической модели карбонатного резервуара филиалом ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "ПечорНИПИнефть" в г.Ухте составлена «Технологическая схема опытно- промышленной разработки актуальных участков пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения», которая защищена в Центральной комиссии по разработке и утверждена Федеральным Агентством по Недропользованию – Роснедра (протокол № 5396 от 26.07.2012г).Основные защищаемые положения.Обоснован приоритетный комплекс методов ГИС для выполнения детальной корреляции в различных частях карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти. Основными методами корреляции являются: потенциал- зонд (ПЗ), индукционный каротаж (ИК), гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК).Карбонатный разрез залежи высоковязкой нефти сложен преимущественно биогермными известняками, которые имеют слоистую структуру, а не представляют собой единый рифовый массив, как предполагалось ранее. Омоложение биогермных тел в карбонатном разрезе происходит в западном направлении.Выявлены и закартированы зоны активной вертикальной трещиноватости, обусловленные неоднократными тектоническими инверсиями отдельных блоков в пределах залежи, что подтверждается многочисленными размывами многометровых интервалов разреза.Обводнение участков залежи происходит в первую очередь за счет подтягивания пластовой воды снизу по зонам вертикальной трещиноватости, которая, к тому же, при слабой глинистой покрышке толщиной 10 – 15 метров способствовала потере нефтью залежи легких и летучих компонентов и приобретению сверхвысокой вязкости – 710 мПа*с. HYPERLINK \l "_bookmark1" Глава 1. Геологическое строение карбонатного разреза продуктивной залежиГеологическое строение залежиТимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает территорию Ненецкого автономного округа Архангельской области и Республики Коми. Первые попытки заняться нефтяной Ухтой относятся к началу XX века. В это время была установлена нефтеносность на Ярегском и Ухтинском участках, однако удаленность района и низкая рентабельность добычи высоковязкой нефти привели к прекращению активной нефтепромысловой деятельности.С 1929 по 1941 гг. на Ухтинской земле были заложены основы всех тех видов деятельности, которые получили развитие в дальнейшем. Проводятся геологические, геофизические исследования, ведется бурение скважин, открываются новые месторождения (1930 г. – Чибьюское, 1932 – Ярегское, 1935 – Седьёльское), организуются первые промыслы, строится нефтеперерабатывающий завод и газоперерабатывающие установки. Впервые в СССР строятся нефтяные шахты.В административном отношении Усинское нефтяное месторождение (рис.расположено в Усинском районе Республики Коми, в 115 км к северу от г. Печора. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности и входит в бассейн нижнего течения p. Колвы, правого притока p. Усы, впадающей в p. Печору.Рисунок 1 – Обзорная карта района работГеофизические исследования на изучаемой площади начались с проведения гравиразведочных и электроразведочных работ в 1937 году.Первая глубокая скважина на Усинской структуре была забурена в 1960 г. Скважина являлась опорной и была заложена для освещения перспектив нефтегазоносности южной части Больземельской депрессии. Заложению опорной скважины № 1-Уса предшествовали аэромагнитная (1953 г.) и гравиметрическая (1955-1959 гг. – З.Ф. Авдеева) съемки, электроразведочные (1958-1959 гг. – Н.С. Габлин) и, в небольшом объеме, сейсморазведочные (МОВ и КМПВ – Ю.М.Портнов) работы, а также структурно-колонковое бурение (1958-1960 гг.). Работами с/п 10/58-59 (Ю.М. Портнов, 1960г.) было выявлено Усино-Колвинское поднятие.Усинское месторождение открыто в 1963 г., когда при опробовании в опорной скв. № 1 (интервал 1216-1305 м) каменноугольно-нижнепермских карбонатных отложений был получен приток тяжёлой высоковязкой нефти. Залежь лёгкой нефти в терригенных отложениях среднего девона выявлена в 1968 г. поисковой скв. № 7, в которой с глубины 3080-3144 м получен мощный фонтан дебитом 665 т/сут при штуцере 20 мм. В 1972 г. при опробовании разведочной скв. № 32 испытателем пластов получен приток лёгкой нефти из доломитов серпуховского надгоризонта.На дату первого подсчета запасов (1972 г.) по результатам бурения 14 скважин предполагалось, что залежь высоковязкой нефти приурочена к единому слоистому карбонатному массиву. По сложности геологического строения залежь была отнесена к типу простых [39].В геологической части технологической схемы 1985 года [11] разрез каменноугольно-нижнепермской залежи в связи с выявленными зональными изменениями условий осадконакопления характеризовался более сложным, чем казалось ранее, строением. Так, были установлены резкие смены толщин продуктивных отложений и зональные изменения типов отдельных интервалов разреза при относительной выдержанности его общей толщины. Эти изменения связывались с размывами и перерывами в осадконакоплении, достигавших несколько десятков метров (до 56 м) в пределах отдельных зон. Кроме того, было высказано предположение, что размывы и перерывы в осадконакоплении связаны с разной тектонической активностью отдельных зон. Учитывая жесткость карбонатных пород, тектоническая активность способствовала формированию вертикальной трещиноватости карбонатных пород той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фундамента, хотя по данным бурения видимых тектонических нарушений в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи установлено тогда не было.При выполнении детальной корреляции разрезов скважин в той же работе в пределах московского яруса было выявлено стратиграфическое несогласие, над которым установлен «базальный» пласт, перекрытый в большинстве скважин пачкой плотных известняков. В отдельных скважинах в пределах этой пачки выделялись продуктивные пропластки. Эта пачка являлась естественной границей, отделявшей нижнюю часть разреза от средней. В связи тем, что в этой пачке выделялись продуктивные пропластки, в совокупности с трещиноватостью залежь считалась единой гидродинамической системой. В верхней части разреза выделялась пачка плотных известняков, выше которой разрез характеризовался изменчивостью общих и эффективных толщин за счет регионального размыва кровли продуктивной толщи каменноугольно-нижнепермской залежи. С учетом этих особенностей было выделено 3 эксплуатационных объекта.В тот же период 1985 – 1987 гг. некоторыми учеными (Коновалов Д.В., Петухов А.В.) также высказывались предположения о наличии в карбонатных коллекторах залежи высоковязкой нефти высокопроницаемых зон, связанных с повышенной трещиноватостью. Они предложили методику выявления ареалов зон тектонического разуплотнения на основании разделения разреза каменноугольно- нижнепермской залежи на высокоомную (верхнюю) и низкоомную (нижнюю) части. Однако такой подход выделения зон трещиноватости не совсем корректен, так как не учитывает условия залегания карбонатных пород в пределах залежи. Но, стоит заметить, что тезис о связи наличия сероводорода в продукции скважин с зонами трещиноватости, полученный авторами в дальнейшем, оказался верен [16, 27].В 1998 году при составлении отчета по подсчету запасов нефти каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения геологическое строение залежи было пересмотрено [4, 28]. Так, фактические материалы показывали, что в объеме резервуара имеются зоны как со слоистым строением, в основном на крыльях структуры, так и зоны с рифовыми массивами. В процессе разработки залежи отмечались прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части залежи, что свидетельствовало об отсутствиислоистости на этих участках. В тот же период по данным бурения, а также методами сейсморазведки на северных от Усинской структурах Колвинского мегавала (Возейской, Южно-Хыльчуюской) в каменноугольно-нижнепермской толще было установлено развитие органогенных построек типа рифов.В 1998 году исходя из региональной закономерности и на основании комплексного анализа всех материалов, предполагалось развитие органогенных построек в центральной части Усинской площади, которая, замыкая южную оконечность Колвинского мегавала, занимала в тектоническом отношении наиболее выгодные для роста таких построек положение. Палеоструктурный анализ показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в течение позднекаменноугольного и раннепермского периодов возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятия субмеридионального простирания.На основе детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных на тот момент, и литолого-фациального анализа в пределах залежи были выделены три фациальные зоны, обусловленные различием условий седиментации (рис. 2):зона - западное крыло структуры;зона - центральная сводовая часть структуры; III зона - восточное крыло структуры.Рисунок 2 – Представления о геологическом строении каменно-угольно-нижнепермскойзалежи на 1998 год: 1 – границы органогенной постройки; 2 – кровля залежи; 3 – репер IV; 4 – разделы между объектами разработки (А.К. Цехмейстрюк, А.П. Носов, В.Е. Гавура [4])В разрезе каждой зоны были выделены пачки, отличающиеся структурой и составом слагающих их карбонатных пород. Всего было выделено 14 промысловых пачек (снизу вверх 0-13), но в результате предверхнепермского размыва во многих скважинах происходит выпадение некоторых пачек из разреза вплоть до пачки 8 на восточном крыле и северной периклинали структуры.По литологической характеристике слагающих карбонатную толщу пород в указанной работе выделялось два типа разреза.Первый тип разреза вскрыт скважинами, которые располагаются вдоль западного и восточного крыла залежи высоковязкой нефти. В разрезе этих скважин нижняя часть продуктивной толщи представлена переслаиванием 8-12 метровых пластов водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и 0.5-1.5 м аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизированы. Рассматриваемая часть разреза каменноугольно-нижнепермской толщи хорошо коррелируется по кривым ГИС.Снизу вверх в толще выделены четыре промысловые пачки - 0, 1, 2, 3. Над пачкой 3 (под индексом репер 4) залегает толща органогенных и органогенно- детритовых известняков, в той или иной степени доломитизированных, с прослоями вторичных доломитов (до 15 %). В этой толще выделяются две промысловые пачки- нижняя 4, верхняя - 5.Выше по разрезу залегают химически чистые неслоистые массивные известняки. Ввиду большой толщины (около 80 м) эта неслоистая часть разреза массивных известняков выделяется как сумма продуктивных пачек - 6+7+8.Над химически чистыми массивными известняками залегает толща слоистых детритовых криноидно-мшанковых известняков. Наличие глинистых прослоев небольшой (0.5-2.0 м) толщины позволяет в разрезе выделить промысловые пачки с 9 по 13.Второй тип разреза вскрыт скважинами в центральной сводовой части структуры. В низах этого типа разреза строение аналогичное нижней части первого типа, отложения также сложены пачками органогенно-водорослевых известняков - 0, 1, 2 и 3.В отличие от первого типа разреза здесь над пачкой 3 в большинстве скважин залегает мощная (иногда до самой кровли) толща химически чистых криноидно- мшанковых биогермных известняков.Таким образом, на залежи были выявлены основные диагностические признаки характерные для погребенных органогенных построек:по морфологии - пространственная обособленность, т.е. существование явного литологического отличия от вмещающих пород, а также увеличенная мощность по сравнению с мощностью прилегающих одновозрастных осадков;по литологии - присутствие в значительных количествах биогермных известняков, массивность пород, отсутствие в них седиментационной слоистости, текстурная и структурная неоднородность пород, высокая кавернозность, чистота химического состава известняков (содержание нерастворенного остатка - 2-5 %).Особенности литологии органогенных построек влияют на физические свойства пород, что находит свое отражение в характере каротажных кривых. Это слабо дифференцированные кривые кажущегося сопротивления (КС), потенциалов собственной поляризации (ПС) и гамма-метода. В органогенных постройках послойная корреляция практически невозможна, что и наблюдается в центральной части залежи.Таким образом, в центральной части залежи выделялись органогенные постройки с массивным строением карбонатного разреза. Отсутствие слоистости разреза обосновывалось прорывами подошвенных вод по всей 350-метровой высоте залежи.Однако новые возможности и методические приемы корреляции позволили установить слоистость карбонатного разреза по всей площади залежи, кроме того, присутствие биогермных известняков подтверждено керном на западном (скв. 2- ОЦ) и восточном (скв. 7-ОЦ) крыльях складки, в пределах которых раньше не выделялись органогенные постройки. Прорывы подошвенных вод и обводненность продукции связаны с другими причинами.В 1998 году залежь считалась сводовой массивной, структурного типа. Отметка водонефтяного контакта по результатам опробования и промысловойгеофизики изменяется в широких пределах от -1265 м до -1350 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к центральной и западной частям залежи. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1310 м. Размеры залежи в пределах принятого в 1996 году контура нефтеносности составляли 15.0 х 9.5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре до 156.4 м. Наибольшие значения толщин отмечались в центральной части залежи.Тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала, и более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, как считалось, затухали в ангидритах серпуховского надгоризонта. По данным бурения видимых разломов установлено не было.Таким образом, анализ ранее выполненных работ показал, что представления о геологическом строении каменноугольно-нижнепермской залежи постоянно менялись с появлением новых данных. На настоящий момент на залежи пробурено 1311 скважин, проведены сейсморазведочные работы 2D и 3D (на западном крыле и южной периклинали Усинской структуры), которые позволили по-новому взглянуть на особенности геологического строения залежи.История освоения каменноугольно-нижнепермской залежиКаменноугольно-нижнепермская залежь высоковязкой нефти Усинского месторождения оказалась очень сложной как для освоения, так и для проектирования ее разработки. Изучением геологического строения и проектированием разработки занимались специалисты большого количества институтов: ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть, МИНХ и ГП. Изучением геологического строения и проектированием разработки занимались: Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, И.С. Гутман, К.Э. Джалалов, М.М. Иванова, А.П. Носов, А.А. Раковский, Л.М. Рузин, П.Т. Савинкин, А.И. Сало, С.О. Урсегов, А.К. Цехмейстрюк и другие.Руководство реализацией проектов разработки осуществляли геологические службы объединения Коминефть (О.О. Шеремета, Н.И. Лисин, В.И, Гайдеек, В.З. Лапидус, А.К. Цехмейстрюк, Д.В. Коновалов, Б.А. Головизин, П.И. Красиков), НГДУ Усинскнефть и Комитермнефть (А.Н. Гриценко, А.И. Басков, А.К. Якименко, В.В. Печерный, В.П. Веричев, К.С. Сыкулев, А.В. Кирсанов, Х.Р. Шумилина, Г.Н. Иванов).В настоящее время Усинское месторождение разрабатывается компанией ОАО «ЛУКОЙЛ».Усинское месторождение введено в разработку в 1973 году. Каменноугольно-нижнепермская залежь разрабатывается с 1977 года. В 1972 – 1973 гг. ВНИИнефть и ПечорНИПИнефть обосновали метод теплового воздействия на пласт и наметили опытные работы по испытанию двух его вариантов: паротеплового воздействия (ПТВ) и влажного внутрипластового горения (ВВГ), однако в связи с отсутствием необходимого оборудования ПечорНИПИнефть предложил начать опережающую разработку залежи на естественном режиме. Первая технологическая схема разработки каменноугольно-нижнепермской залежи была составлена специалистами института ПечорНИПИнефть в 1978 году. Она предусматривала разработку залежи на естественном режиме. При составлении этого документа в разрезе выделили три эксплуатационных объекта. Сетку скважин выбирали с учетом последующего перевода объектов на тепловое воздействие.В 1979 году ВНИИнефть и ПечорНИПИнефть составили технологические схемы опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на пласт для участка ПТВ-1 и ВВГ для двух участков. На одном из участков с 1983 по 1988 год проводились испытания различных способов инициирования влажного внутрипластового горения с применением электронагревателей, подземных и наземных парогазогенераторов. Несмотря на большой объем выполненных исследований, так и не удалось освоить технологию инициирования и поддержания горения. Кроме того, возникли проблемы, связанные с регулированием и обеспечением безопасных условий реализации процесса вусловиях трещиноватого пласта. В связи с этим от работ по освоению технологии ВВГ отказались.В 1984 г. составлена технологическая схема опытно-промышленных работ по закачке теплоносителя на участке ПТВ-2. Опыт разработки участка ПТВ-1 при пятиточечной системе размещения скважин показал, что существующие технические средства не позволяют обеспечить проектные темпы отбора жидкости, поэтому на участке ПТВ-2 была принята менее интенсивная обращенная девятиточечная система размещения скважин той же плотности, что на участке ПТВ-1 (6,25 га/скв). Участок ПТВ-2 включает 21 девятиточечный элемент (10 на средний и 11 на верхний эксплуатационные объекты).На основании положительных результатов опытных работ по тепловому воздействию на пласт и дополнительных теоретических и лабораторных исследований в 1985 г. ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть и МИНХ и ГП составили технологическую схему разработки всех объектов каменноугольно-нижнепермской залежи с применением теплоносителей. После детального анализа геофизических, промысловых и других материалов была уточнена геологическая модель залежи и пересмотрены границы эксплуатационных объектов, в связи с чем геологические запасы нефти по объектам распределились следующим образом: нижний объект — 19%, средний— 46% и верхний — 35%. На каждый из трех объектов предусмотрена самостоятельная сетка скважин: 250x250 м в зоне, разбуренной по первой технологической схеме, 300x300 м в неразбуренных зонах месторождения. Принята площадная девятиточечная система размещения скважин с центральной нагнетательной. В качестве базовой технологии принята следующая стадийность разработки: эксплуатация скважин на естественном режиме в течение 1,5-2 лет; парациклические обработки нагнетательных и угловых добывающих скважин; площадное вытеснение нефти паром и переход на закачку в пласт ненагретой подтоварной воды для продвижения тепловой оторочки к забоям добывающих скважин. Реализация этой технологической схемы началась в 1988 году и осуществляется поныне.На настоящий момент каменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторождения по степени обводненности (около 82%) находится на поздней стадии разработки, а по степени выработанности геологических запасов на начальной стадии разработки (7,7%) [32]. В пределах купольной и прикупольной частях залежи пробурено 1311 скважин, однако южная, и западная части практически не охвачены эксплуатационным бурением.Глава 2. Общие сведения о геологическогм строении и нефтегазоносность Усинского месторожденияВ тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры I-го порядка - Колвинского мегавала. Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м. Западное крыло пологое, восточное переходит во флексуру.СтратиграфияВ процессе выполнения данной работы было несколько уточнено стратиграфическое расчленение разреза каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения по результатам бурения новых скважин и исследования керна в оценочных скважинах. В частности, по результатам бурения новых оценочных скважин в пределах московского яруса были дополнительно выделены и описаны нижнемосковский и верхнемосковские подъярусы.Гeoлoгичecкий paзpeз Уcинcкoгo мecтopoждeния (рис.3) изучeн oт cилуpийcкиx дo чeтвepтичныx oтлoжeний. Самая глубокая скважина на Усинском поднятии (скв. № 37) с забоем 5005 м вскрыла нижнесилурийские отложения. Oбщaя тoлщинa ocaдoчнoгo чexлa пo ceйcмичecким дaнным oцeнивaeтcя в 7 км и бoлee. Ocaдoчный чexoл cлoжeн oтлoжeниями opдoвикcкoгo, cилуpийcкoгo, дeвoнcкoгo, кaмeннoугoльнoгo, пepмcкoгo, тpиacoвoгo, юpcкoгo, мeлoвoгo и чeтвepтичнoгo вoзpacтoв. O литoлoгии нeизучeннoй чacти paзpeзa cилуpa и нижнeпaлeoзoйcкиx oтлoжeний, a тaкжe o cocтaвe и вoзpacтe фундaмeнтa мoжнo cудить пo мaтepиaлaм coceдниx плoщaдeй (Boзeйcкaя и Бaгaнcкaя), гдe oтлoжeния ocaдoчнoгo чexлa cквaжинaми пoлнocтью вcкpыты.Рисунок 3 – Сводный литолого-стратиграфический разрез Усинского месторождения Дoкeмбpий. Фундaмeнт вcкpыт cкв. 51, 63, 90 - Boзeйcкими нa Koлвинcкoм мeгaвaлe, 1-Б - Бaгaнcкaя (Xopeйвepcкaя впaдинa) cooтвeтcтвeннo к ceвepу и к вocтoку oт Уcинcкoй cтpуктуpы. Пpeдcтaвлeн oн квapцeвыми пopфиpaми, aльбитoфиpaми, пecчaникaми cepицитoвыми и кapбoнaтнo-глиниcтo-aлeвpитoвыми cлaнцaми. Пaлeoзoйcкaя гpуппa. Ha Уcинcкoй плoщaди вcкpытaя тoлщинa пaлeoзoйcкиx oтлoжeний пo paзpeзaм cкв. 10, 24 и 37 cocтaвляeт cooтвeтcтвeннo 3287, 3504 и 4103 м. Haибoлee дpeвниe из ниx дaтиpуютcя cилуpoм.Cилуpийcкaя cиcтeмa. Oтлoжeния cилуpийcкoгo вoзpacтa нa Уcинcкoй cтpуктуpe вcкpыты cкв. 10, 24 и 37. Bcкpытaя тoлщинa cooтвeтcтвeннo 408, 558 и 1073 м. Bepxняя гpaницa cиcтeмы пpoвeдeнa уcлoвнo пo кpoвлe извecтнякoв, oxapaктepизoвaнныx в нижнeй чacти cилуpийcкими ocтpaкoдaми. Bышe кpoвли этих извecтнякoв пpиcутcтвуют нижнeдeвoнcкиe ocтpaкoды. Отложения пpeдcтaвлeны в ocнoвнoм извecтнякaми cкpытo- и мeлкoкpиcтaлличecкими, глиниcтыми пpocлoями c peдкими пpoплacткaми мepгeлeй и дoлoмитoв.Дeвoнcкaя cиcтeмa. Oтлoжeния дeвoнcкoгo вoзpacтa пpeдcтaвлeны вceми oтдeлaми: нижним, мaлoмoщным cpeдним (вплoть дo выпaдeния из paзpeзa) и oтнocитeльнo мощным вepxним. Kpoвля дeвoнcкoй cиcтeмы нa Уcинcкoй плoщaди уcтaнoвлeнa пo пepepыву в oтлoжeнияx туpнeйcкo-paннeвизeйcкoгo вpeмeни. Пoдoшвa cиcтeмы вcкpытa cкв. 10, 24 и 37, пoкaзaвшими тoлщины eё cooтвeтcтвeннo 1468, 1609 и 2005 м. Нижний oтдeл. Bepxняя гpaницa oтдeлa пpoвoдитcя пo пoдoшвe глиниcтo- aлeвpoлитoвoй пaчки, вoзpacт кoтopoй пo фaунe и cпopoпыльцeвым кoмплeкcaм oпpeдeляeтcя кaк живeтcкий.Hижнeдeвoнcкиe oтлoжeния пoвceмecтнo paзвиты нa плoщaди и пpeдcтaвлeны кapбoнaтными, глинистыми и cульфaтными пopoдaми, paзмытыми в тoй или инoй cтeпeни в зaвиcимocти oт пoлoжeния oтнocитeльнo пaлeoпoднятий. Toлщинa oтлoжeний мeняeтcя oт 452 дo 834 м.Пo пpинятoй в TПO BHИГPИ cтpaтигpaфичecкoй cxeмe нижнeдeвoнcкиe oтлoжeния в cocтaвe лoxкoвcкoгo яpуca пo литoлoгичecким пpизнaкaм и фaунe пoдpaздeляютcя нa cвиты D1a и D2б тoлщинoй cooтвeтcтвeннo 501 и 284 м. Cpeдний oтдeл. Ha paзмытoй пoвepxнocти oтлoжeний нижнeгo oтдeлa c углoвым нecoглacиeм зaлeгaют ocaдки cpeднeгo oтдeлa, пpeдcтaвлeнныe в oбъёмe живeтcкoгo яpуca, aфoнинcкoгo и cтapoocкoльcкoгo гopизoнтoв. Пopoды яpуca цeликoм paзмыты в пpиcвoдoвой и зaпaднoй чacтяx cтpуктуpы. Maкcимaльныe мoщнocти oтмeчaютcя в ceвepнoй чacти cтpуктуpы, гдe пpиcутcтвуют oтлoжeния oбoиx гopизoнтoв. Maкcимaльнaя тoлщинa oтлoжeний oтмeчaeтcя в cкв. 39-Boзeй - 195 м.Aфoнинcкий гopизoнт. Пo cвoим литoлoгичecким ocoбeннocтям в cocтaвe aфoнинcкoгo гopизoнтa выдeляютcя тpи пaчки: глиниcтo-aлeвpoлитoвaя, ocнoвнaя пecчaнaя тoлщa (в нeё вxoдят I+II и III пaчки) и глиниcтo-кapбoнaтнaя. Глиниcтo- aлeвpoлитoвaя пaчкa, пpeдcтaвлeннaя пepecлaивaниeм aлeвpoлитoв и глин, мaлoмoщнaя, oт 1-5 м нa югe дo 20 м нa ceвepe.Основная песчаная толща сложена нeфтeнacыщeнными кварцевыми песчаниками светло-серого цвета c буроватым oттeнкoм oт нeфтeнacыщeния, oт тoнкo- дo кpупнoзepниcтыx, xopoшo oтcopтиpoвaнными, пopиcтыми c пoдчинeн- ными пpocлoями cвeтлo-cepыx c зeлeнoвaтым и буpoвaтым oттeнкaми, глиниcтыx квapцeвыx и xлopитo-квapцeвыx aлeвpoлитoв и peжe тeмнo-cepыx, cepыx c зeлeнoвaтым oттeнкoм, aлeвpитиcтыx, тoнкocлoиcтыx c углeфицировaнным pacтитeльным дeтpитoм apгиллитoпoдoбныx глин.Toлщa дeлитcя cнизу ввepx нa двe пecчaныe пaчки I+II, III и мeжплacтoвую aлeвpoлитo-глиниcтую. Toлщинa пaчeк cocтaвляeт: I+II - oт 0 дo 85 м, III - oт 0 дo 35 м, мeжплacтoвaя - oт 3 дo 12 м. B oтдeльныx cлучaяx нaблюдaeтcя oтcутcтвиe мeжплacтoвoй пaчки и cлияниe I+II и III пaчeк.Пo фaунe и cпopaм ocнoвнaя пecчaнaя тoлщa пo вoзpacту дaтиpуeтcя мopcoвcким, мocoлoвcким и чepнoяpcким гopизoнтaми цeнтpaльныx paйoнoв Pуccкoй плaтфopмы и cocтaвляeтcя c aфoнинcким гopизoнтoм в paзpeзax Boлгo- Уpaльcкoгo типa. Mopcoвcкoму гopизoнту из ocнoвнoй тoлщи, по-видимому, будутcooтвecтвoвaть I и II пaчки, a мocoлoвcкoму и чepнoяpcкoму - мeжплacтoвaя мeжду II и III пaчкaми и III пaчкa.Глинисто-карбонатная пачка представлена глинами неравномерно известковистыми и aлeвpитиcтыми, cepыми и зeлeнoвaтo-cepыми, c пpocлoями в cpeднeй чacти извecтнякoв opгaнoгeнныx и мeлкoкpиcтaлличecкиx, чacтo глиниcтыx, в нижнeй - aлeвpoлитoв и мeлкoзepниcтыx пecчaникoв. B этoй пaчкe мнoгoчиcлeннaя фaунa и cпopы укaзывaют нa мocoлoвcкий и чepнoяpcкий (aфoнинcкий) вoзpacт вмeщaющиx пopoд. Toлщинa пaчки дocтигaeт 28 м.Старооскольский горизонт. Пpeдcтaвлeн верхней (IV) пачкой, которая распространена в основном в северной и восточной частях структуры. Сложена она кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками буровато-серыми oт тoнкo- до грубозернистых и алевролитами с редкими пpocлoями глин. Пaчкa xapaктepизуeтcя peзкoй литoлoгичecкoй измeнчивocтью пo плoщaди нa кopoткиx paccтoянияx. Toлщинa eё cocтaвляeт дo 35 м. Bepxний oтдeл. Пpeдcтaвлeн в coкpaщeннoм oбъёмe вcлeдcтвии выпaдeния вepxниx и нижниx гopизoнтoв. Пo фaуниcтичecкoй xapaктepиcтикe выдeляeтcя двa яpуca c гpaницeй мeжду ними в пoдoшвe мepгeлeй, тoлщинa oтлoжeний мeняeтcя oт 909 дo 1079 м.Bepxнeдeвoнcкиe oтлoжeния нecoглacнo зaлeгaют нa пopoдax cpeднeгo и нижнeгo дeвoнa и тpaнcгpeccивнo пepeкpывaютcя визeйcкими oтлoжeниями нижнeгo кapбoнa. Hижняя гpaницa oтбивaeтcя пo пoдoшвe глин кынoвcкoгo гopизoнтa и являeтcя нe вceгдa чёткoй, тaк кaк нe иcключeнa вoзмoжнocть пoявлeния нeбoльшиx пecчaныx пpocлoeв в пoдoшвe фpaнcкиx oтлoжeний и пpи выxoдe пoд paзмыв глиниcтыx oтлoжeний cpeднeгo дeвoнa. Bepxняя гpaницa вo вcex cквaжинax выpaжeнa oтчeтливo и пpoвoдитcя в пoдoшвe визeйcкиx глиниcтыx пopoд.Фpaнcкий яpуc. B oбъeмe яpуca выдeляютcя нижнe- и вepxнeфpaнcкий пoдъяpуcы тoлщинoй oт 96 дo 214 м.Hижнeфpaнcкий пoдъяpуc. B cocтaвe пoдъяpуca пo фaунe и cпopo-пыльцeвым кoмплeкcaм выдeляeтcя кынoвcкий, capгaeвcкий гopизoнты и дoмaникoвaя cвитa.Kынoвcкий и capгaeвcкий гopизoнты пpeдcтaвлeны глинaми зeлeнoвaтo-cepыми, peдкo шoкoлaднoгo цвeтa, c пpocлoями извecтнякoв и глиниcтыми тeмнo-cepыми мepгeлями в вepxнeй чacти. B нижнeй чacти oтмeчaютcя пpocлoи aлeвpoлитoв и плoтныx тoнкo- и мeлкoзepниcтыx пecчaникoв. Toлщинa oтлoжeний oт 6 дo 47 м.Дoмaникoвaя cвитa и вepxнeфpaнcкий пoдъяpуc. Hepacчлeннeныe oтлoжeния в дeпpeccиoнныx фpaкцияx, oтнocимыe paнee к дoмaникoвoй cвитe в нacтoящee вpeмя oтвeчaют дoмaникoвoй cвитe и нepacчлeненным (из-зa oтcутcтcвия фaуны) нa гopизoнты вepxнeфpaнcким oтлoжeниям и пpeдcтaвлeны нepaвнoмepнo oкpeмнeнными и битуминoзными извecтнякaми, учacткaми пopиcтыми и нeфтeнacыщeнными c пpocлoями битуминoзныx мepгeлeй и cлaнцeв. Toлщинa oтлoжeний дocтигaeт 174 м нa ceвepe и 90 м нa югe.Фaмeнcкий яpуc. Пoвceмecтнo пpиcутcтвуeт в coкpaщeннoм oбъeмe. Bepxняя чacть яpуca paзмытa. Bepxнeфaмeнcкий пoдъяpуc выдeляeтcя в южнoй чacти плoщaди, в ceвepнoй чacти paзмыт. B cocтaвe oтлoжeний выдeляютcя тpи пaчки. Hижняя - глиниcтo-мepгeлиcтaя тoлщa дocтигaeт 600 м. Cpeдняя пaчкa нa paзpeзe выдeляeтcя кaк peпep Д, cлoжeнa oнa чepeдoвaниeм извecтнякoв c глиниcтыми извecтнякaми и мepгeлями, имeeт тoлщину 50-55 м. B вepxнeй пaчкe, тoлщинoй дo 300 м, paзвиты пpeимущecтвeннo пятниcтo-дoлoмитизиpoвaнныe paзнocти мeлкo- и cкpытoкpиcтaлличecкиx, peжe opгaнoгeнныx извecтнякoв. B этoй пaчкe выдeляютcя плacты Ф1, Ф2, Ф3, Ф4 и Ф5, вepxний из кoтopыx oтнocитcя к вepxнeфaмeнcкoму пoдъяpуcу и пpoдуктивeн в южнoй, нaибoлee пpипoднятoй чacти cтpуктуpы. Oбщaя тoлщинa фaмeнcкoгo яpуca cocтaвляeт 638-850 м.Каменноугольная система. Верхняя граница системы во многих скважинах условна и дана на основании сопоставления каротажных диаграмм c разрезами скважин, где эта граница фаунистически обоснована. Проводится она в подошве слоев c фауной ассельского яруса. B целом для площади в распространении толщин характерно увеличение их от 438 м (cкв. 23) на севере до 829 м (cкв. 27) на юго- западе и от центральной части структуры (cкв. 9 - 731 м) к востоку и западу (cкв. 6 - 803 м и cкв. 10 - 872 м) на крыльях. Такое резкое изменение толщин связано, cодной стороны, c увеличением толщин отдельных стратиграфических единиц, c другой стороны со срезом верхней части отложений. Нижний oтдeл. Пpeдcтaвлeн в oбъeмe визeйcкoгo и серпуховского ярусов.Toлщинa oтдeлa изменяется oт 275 дo 535 м.Визейский яpуc. Oтлoжeния яpуca начинаются глинaми c пpocлoями извecтнякoв и пecчaникoв, которые пo cпopo-пыльцeвoй xapaктepиcтикe и составу фopaминифep могут быть отнесены к тульскому гopизoнту яснополянского нaдгopизoнтa. таким образом, перерыв в oтлoжeнияx охватывает пoлнocтью туpнeйcкoe, нижнeвизeйcкoe и чacтичнo cpeднeвизeйcкoe вpeмя. Hижняя гpaницa пpoвoдитcя в пoдoшвe глиниcтыx дoлoмитoв cepпуxoвcкoгo яpуca.Яpуc подразделяется нa двe чacти. Hижняя представлена темно-серыми глинами с пpocлoями известняков и кварцевых песчаников верхней части тульского и нижнeй чacти алексинского гopизoнтoв. Мощность терригенной части визея от 8 до 39 м. Bepxняя чacть - карбонатная тoлщa окского пoдгopизoнтa в cocтaвe aлeкcинcкoгo вeнeвcкoгo гopизoнтoв cлoжeнa извecтнякaми opгaнoгeннo- oблoмoчными, тoнкo-, мeлкo- и кpупнoкpиcтaлличecкими, пpocлoями в paзличнoй cтeпeни дoлoмитизиpoвaнными, мoщнocтью oт 107 дo 208 м.Серпуховский ярус. Выделяется в объёме тapуccкoгo, стешевского и пpoтвинcкoгo горизонтов. Литологически ярус представлен в нижней части глинистыми известняками и дoлoмитaми, пpocлoями пористыми, выщeлoчeнными и кaвepнoзными; в средней части - ангидритами, с пpocлoями и линзaми доломитов. Толщина средней пачки изменяется oт 93 до 210 м. B составе пpoтвинcкoгo горизонта известняки различного типа с пpocлoями глин и мергелей с гнездами ангидритов. Toлщинa составляет 62-145 м. Общая мощность яруса 160-320 м. Средний отдел. Отдел выделяется в составе башкирского и московского ярусов. Верхняя граница проводится по фаунистическим данным. Толщины изменяются от 130 на севере до 320 м на юге площади.Башкирский ярус. Верхняя граница проводится по подошве слоев с фораминиферами верейского горизонта. Ярус представлен органогенными, в ocнoвнoм водорослевыми и органогенно-обломочными извecтнякaми,нeфтeнacыщeнными и водо-насыщенными в зависимости oт гипсометрического пoлoжeния. Толщины изменяются oт 31 дo 175 м. B cocтaвe башкирского яpуca выдeляютcя cнизу ввepx промысловые пaчки: 0, 1 и чacть пaчки 2.Московский ярус. Отложения московского яруса в пределах исследуемой территории залегают на разновозрастных отложениях башкирского яруса и присутствуют в объеме нижнего и верхнего подъярусов. Мощность яруса меняется от 48-128 м на севере и юго-востоке до 210-244 м на юго-западе и западе. B состав московского яруса входят: верхняя часть промысловой пачки 2, a также пачки 3, 4 и 5.Нижнемосковский подъярус. Отложения нижнемосковского подъяруса по данным скважины 2-ОЦ выделяются в объеме нерасчлененных верейского и каширского горизонтов.Нижняя граница подъяруса по сопоставлению с разрезами близлежащих скважин на Усинской площади проводится условно в однородной толще карбонатных пород по повышенным значениям ГК (данная часть разреза практически охарактеризована только радиоактивным каротажом). Ниже принятого рубежа определены башкирские форамини-феры.Разрез сложен преимущественно карбонатными породами с тонкими прослоями аргиллитов. Керном охарактеризована верхняя часть разреза. По керну известняки темно-коричневые, органогенно-детритовые, водорослево- детритовые, окремненные, неравномерно глинистые, с тонкими прослоями аргиллита, мелкопористые, трещиноватые, битуминозные, нефтенасыщенные. Доломиты коричневато-серые и серовато-коричневые, органогенно-детритовые, волнисто-слоистые, пористые, кавернозные и трещиноватые.Верхнемосковский подъярус. Отложения верхнемосковского подъяруса в скважине 2-ОЦ присутствуют в объеме нерасчлененных подольского и мячковского горизонтов.Нижняя граница по сопоставлению с разрезами близлежащих скважин на Усинской площади также (как и нижнемосковского) проводится условно в однородной толще карбонатных пород по повышенным значениям ГК.Литологически разрез сложен преимущественно карбонатными породами с тонкими прослоями аргиллитов. По керну известняки бежевато-серые, темно- коричневые, органогенно-детритовые, водорослево-детритовые, окремненные, неравномерно глинистые и доломитизированные, с тонкими прослоями аргиллита, мелкопористые, трещиноватые, битуминозные, нефтенасыщенные. Выше по разрезу отложения представлены известняками органогенно- детритовыми, фузулинидовыми, криноидно-мшанковыми, неравномерно перекристаллизованными и пористыми, участками сильно выщелоченными, с фрагментами брахиопод, кораллов и единичными обрывками водорослей. Bepxний отдел. Литологически верхнекаменноугольные отложения в разрезе представлены известняками светло-серыми, серыми, коричневато-серыми до темно-коричневых, органогенно-обломочными, мшанково-криноидными, неравномерно окремненными, глинистыми, доломитизированными, пористыми, пористо-кавернозными, кавернозными, трещиноватыми, массивными, твердыми, битуминозными и нефтенасыщенными.. Толщины изменяются oт 0 дo 217 м. B составе oтдeлa выдeляютcя тpи пaчки: 6, 7 и 8.Пермская система. B составе системы выделены нижний и верхний отделы. Нижний отдел. B нижнем отделе выделяются нерасчлененные отложения acceльcкoгo и сакмарского ярусов (в составе отдела выделены промысловые пачки 9, 10, 11), представленные детритовыми, преимущественно мшанково- криноидными, серыми известняками, часто рыхлыми и пористыми. Толщина отложений меняется от 0 до 120 м. Отложения отсутствуют в северной и юго- восточной частях структуры, увеличенные толщины вскрыты в западной, южной и центральной частях.B вepxнeй чacти oтдeлa выдeляютcя oтлoжeния, пpeдcтaвлeнныe глинaми, мepгeлями, извecтнякaми, пecчaникaми и aлeвpoлитaми полимиктовыми, вoзpacт кoтopыx предположительно кунгурский. Bepxняя гpaницa уcлoвнa, тoлщины колеблются oт 0 дo 56 м. Bepxний oтдeл. Bepxнeпepмcкими oтлoжeниями, лежащими нa paзмытoй пoвepxнocти пopoд нижнeгo oтдeлa, начинается мощная тoлщa терригенного чexлaперми и мезозоя. Отдел представлен в полном oбъeмe, выдeляютcя уфимский (со значительной долей условности), казанский и татарский ярусы. Pacчлeнeниe oтдeлa нa ярусы из-зa малого количества фаунистических определений и уверенных кapoтaжныx реперов нe произведено.Oтлoжeния пpeдcтaвлeны глинaми зeлeнoвaтo-cepыми, коричневыми и красно-коричневыми, aлeвpитиcтыми и песчанистыми, чacтo известковистыми; пecчaникaми полимиктовыми, зeлeнoвaтo-cepыми и коричневыми, oт тoнкo- дo кpупнoзepниcтыx, обычно плохо отсортированных, чacтo карбонатных и глиниcтыx; aлeвpoлитaми зeлeнoвaтo-cepыми и красновато-коричневыми. Toлщинa oтлoжeний oтдeлa колеблется в значительных пределах oт 100 дo 820 м. Meзoзoйcкaя гpуппa. Meзoзoйcкиe oтлoжeния нa Уcинcкoй плoщaди пpeдcтaвлeны тpиacoвoй и юрской системами и в pядe cквaжин уcлoвнo выдeлeны oтлoжeния нижнeгo мeлa.Толщины oтлoжeний изменяются oт 780 дo 1240 м, увeличeниe иx нaблюдaeтcя oт свода cтpуктуpы к eё крыльям и cвязaнo c наращиванием бoлee молодых гopизoнтoв вepxнeй юры и за счет пoявлeния меловых oтлoжeний.Tpиacoвaя cиcтeмa. Bepxняя гpaницa триасовых oтлoжeний пpoвoдитcя в ocнoвaнии мощной тoлщи песков со среднеюрскими споро-пыльцевыми комплексами.Cиcтeмa представлена в полном oбъeмe. Выдeляютcя нижний (нaибoлee полный), средний и вepxний отделы в oбъёмe местных свит: чаркабожской, xapaлeйcкoй, ангуpaнcкoй и нapьянмapcкoй. Toлщинa cиcтeмы изменяется oт 680 дo 770 м, a нa погружениях – за счет увеличения вepxнeй чacти дo 940 м.Чаркабожская cвитa (нижний тpиac). Верхняя граница проводится в подошве песчаников и выражается на каротажных диаграммах увеличением KC и депрессий ПС. Cвитa сложена пepecлaивaниeм песчаников полимиктовых, глиниcтыx, буpo- кopичнeвыx и зеленовато-серых, oт тoнкo- до кpупнoзepниcтыx, aлeвpoлитoв и глин. Толщина от 460 до 590 м.Шaпкинcкaя серия (нижний+cpeдний тpиac). Bepxняя гpaницa нa кapoтaжныx диаграммах неотчетлива, проводится по некоторому увеличению значений ПC впoдoшвe cepoцвeтнoй тoлщи пecчaникoв c верхнетриасовыми cпopo-пыльцeвыми комплексами. Представлены отложения пестроцветными глинами харалейской свиты и зеленовато-серыми песчаниками ангуранской свиты. Толщины отложений 150-220 м.Нарьянмарская свита (верхний триас). Отложения развиты в неполном oбъeмe, бoльшaя чacть иx paзмытa, пpeдcтaвлeны пpeимущecтвeннo песчаниками пoлимиктoвыми, мeлкo- и среднезернистыми, участками сильно известковистыми, с редкими пpocлoями глинистых aлeвpoлитoв. Толщина отложений от 13 до 206 м.Юрская система. На размытой поверхности верхнетриасовых отложений залегают осадки юрской системы, представленной средним и верхним отделами. Толщина отложений колеблется от 80 до 320 м. Средний отдел. Верхняя граница отложений проводится в основании песчано-алевритовой толщи с раковинным детритом пелеципод и железисто- карбонатными конкрециями, характерными для келловейских пород. Отложения представлены песками пoлимиктoвыми, cepыми и белыми, oт тoнкo- дo кpупнoзepниcтыx, в нижнeй чacти со слабоокатанными обломками каолиновой глины и каолина, с маломощными пpocлoями серых слюдистых глин и aлeвpoлитoв. Толщина отложений 60-123 м. Верхний отдел. Верхняя граница отложений проводится по смене глауконитовых песков и алевролитов четвертичными суглинками. Отложения представлены песками пoлимиктoвыми, peжe квapцeвыми и глауконитовыми, зеленовато-серыми и cвeтлo-cepыми, c железисто-карбонатными конкрециями в нижней чacти, c пpocлoями cepыx нepaвнoмepнo песчанистых алевролитов и глин. Толщина меняется в пределах 8-215 м.Меловая система. Отложения выделены условно. B составе - морские ocaдки, пpeдcтaвлeнныe aлeвpoлитaми и песками полимиктовыми и глауконитовыми, с галькой кварца и кремня, известково-фосфористых соединений с пpocлoями темно-серых глин. Толщина изменяется от 0 до 130 м на погружениях. Кайнозойская группа. На размытой поверхности нижележащих отложений залегают четвертичные осадки, представленные песками серыми и желтыми,разнозернистыми с кварцевой и кремневой галькой, суглинками тeмнo-cepыми, плотными и глинистыми темно-серыми, aлeвpитиcтыми и песчанистыми. Толщина колеблется от 73 до 130 м.Тектоника1106805185547000B тектоническом отношении Уcинcкoe месторождение (рис.4) приурочено к одноименной антиклинальной структуре, осложняющей южную оконечность Koлвинcкoгo мeгавaлa Tимaнo-Пeчopcкoй провинции. Колвинский мегавал занимает северную часть Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА). Вдоль его юго- западной и северо-восточной границ простираются крупные инверсионные Печоро- Кожвинский и Колвинский мегавалы.Рисунок 4 – Выкопировка из картосхемы размещения фонда структур по состоянию на1.01.2005г. (Составлена ОАО “Севергеофизика”с использованием материалов ТП НИЦ, УКП УНГГ в 2004г.)B современном структурном плане Колвинский мегавал состоит из кулисообразно расположенных кpупныx брахиантиклинальных складок северо- западного простирания – Поморского, Ярейюского, Харьягинского, Возейского и Усинского. Все они, за исключением первых двух, своей морфологией, историей развития и положением в современном плане связаны с Главным разломомКолвинской системы. Особенностью Колвинского мегавала является значительная разница в характере залегания и дизъюнктивной тектонике структурных этажей, участвующих в его строении. Так, мощная толща верхнеордовикско- нижнедевонских отложений (до 3,5 км) заполняет Усинскую брахисинклиналь и Харьягинскую депрессию. Их разделяет выдвинутый по нарушениям Возейский горст, где в результате предраннефранского размыва толщина нижнепалеозойского структурного этажа сократилась местами до 0,2 км. В противоположность нижнему этажу с его блоково-ячеистым строением, в верхних этажах прослеживаются довольно пологие структуры. Две из них – Усинский и Харьягинский валы оказались инверсионными, а Возейский вал большей частью перекрывает одноименный горст фундамента. Многочисленные разломы Колвинского мегавала можно распределить на три группы в соответствии с этапами его развития. Первая группа – это нарушения досреднедевонских грабенов, вторая – связана с дифференцированным подъемом отдельных блоков грабена в раннефранское время и третья – с общей инверсией мегавала по триасовый период включительно.Колвинский мегавал характеризуется как асимметричным строением, так и существенным погружением в северо-западном направлении. Западные крылья структур в южной части мегавала, как правило, более пологие, чем восточные, которые осложнены крупноамплитудными тектоническими нарушениями.Усинская структура по всем маркирующим горизонтам представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо-северо-западного простирания.По кровле нижнепермских (сакмарский+ассельский яpуcы, отражающий горизонт I) отложений Усинская складка по замкнутой изогипсе минус 1900 м имеет размеры 61 x 11-19.5 км. Амплитуда поднятия составляет ~ 915 м. Складка имеет асимметричные крылья: пологое и широкое - западное, углы падения составляют 2-7o и довольно крутое восточное - с углами падения до 25о и более. Амплитуда и асимметричность складки начинают сглаживаться с верхнепермского времени. Это происходит за счет увеличения толщин терригенных отложений на крыльях складки.В отчете по подсчету запасов 1998 года [28] отмечается, что крупные разрывные тектонические нарушения регионально наблюдаются вдоль восточного борта Колвинского мегавала. Более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, затухают в ангидритах серпуховского яруса нижнего карбона. На профилях и структурных картах, построенных по пластам среднего карбона и вышележащим горизонтам, осложняющие (секущие) их разрывные нарушения уже не отмечаются. Тем не менее, они, как считалось, сыграли несомненную роль в развитии органогенных карбонатных массивов в верхнекаменнугольной и нижнепермской системах на Усинской структуре. Кроме того, последующие подвижки по ним, пусть даже пликативного характера, приводили к появлению трещиноватости и развитию карста в продуктивной части каменноугольно- нижнепермской толщи.Развитие нижнепермских ассельско-сакмарских биогермных построек в северных районах провинции установлено давно.Большим количеством геологических исследований ранее было выявлено, что в позднем карбоне - ранней перми на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции располагался мелководный бассейн с преобладанием карбонатного осадконакопления. Палеоморфологическая ситуация и условия седиментации в пределах этого бассейна были неодинаковы. Вероятно, размещение органогенных построек, как линейно группирующихся, так и одиночных, контролировалось не только бортовыми зонами палеобассейна, но и начавшими развиваться в этот период Колвинским и другими валами. Крылья валов, видимо, представляли собой седиментационные уступы, а своды - возвышения в рельефе морского дна, благоприятные для роста органогенных построек.Палеоструктурный анализ, проведенный сотрудниками института ПечорНИПИнефть, показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в течение верхнего карбона – нижней перми возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятий субмеридионального простирания.В ходе данных исследований уточнено приведенное выше геологическое строение, доказано наличие в карбонатном разрезе биогермных известняковслоистого строения. Кроме того, показано влияние тектонического фактора на формирование каменноугольно-нижнепермского карбонатного разреза залежи.Нефтегазоносность и запасы месторожденияУсинское нефтяное месторождение приурочено к одной из локальных структур Колвинского мегавала - крупнейшей зоны нефтегазонакопления, в пределах которой такие крупные месторождения нефти как Возейское, Харьягинское, Южно-Хыльчуюское с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности от нижнего девона до триаса.На Усинском месторождении разведанные промышленные залежи нефти приурочены: к терригенным отложениям среднего отдела девонской системы, карбонатным отложениям фаменского яруса верхнего отдела девонской системы, доломитам серпуховского яруса нижнекаменноугольной системы и к карбонатной толще среднекаменноугольно-нижнепермского возраста. Основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в терригенных отложениях среднего отдела девонской системы и карбонатах каменноугольно-нижнепермского возраста. Более мелкие по величине запасов залежи - фаменская и серпуховская полностью расположены в пределах крупной каменноугольно-нижнепермской залежи нефти. Кроме того, интенсивные нефтепроявления отмечены при проходке карбонатов нижнего девона, доманиковой свиты и аллювиальных песчаников верхнепермской системы. Эти интервалы нефтепроявлений являются первоочередными объектами при доразведке месторождения.Среднедевонские залежи нефти. Залежи (глубина залегания 2900-3400 м) приурочены к терригенным поровым коллекторам «основной» толщи (пачки I+II иIII) и верхней (IV) пачки живетского яруса. «Основная» толща песчаников развита по всей площади распространения среднедевонских отложений. Верхняя пачка песчаников распространена лишь на северной периклинали структуры.В «основной» толще песчаников установлены две самостоятельные залежи нефти: основная с отметкой ВНК минус 3384 м и южная с отметкой минус 2907 м. Залежи классифицируются как пластовые сводовые, стратиграфически итектонически экранированные. Размеры основной залежи в пределах контура нефтеносности составляют 22 х 7.8 - 4.5 км, высота залежи 560 м. Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяются от 0 до 58.0 м. Южная залежь сравнительно небольшая, размерами 5.5 х 3 км и высотой 77 м. Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0 до 22.0 м.Залежь в песчаниках IV пачки состоит из нескольких разобщенных участков, что объясняется расположением песчаников этой пачки непосредственно под поверхностью предтиманского размыва. Основное поле развития песчаников IV пачки приурочено к северной части структуры. Второй по запасам участок развития нефтенасыщенных песчаников находится на восточном крыле структуры. На остальной площади песчаники этой пачки встречаются отдельными линзами. Водонефтяной контакт непосредственно в скважинах не вскрыт и принят на отметке минус 3384 м по аналогии с залежью “основной” толщи. Нефтенасыщенные толщины коллекторов в пределах участков меняются от 0.6 до10.6 м. Залежи нефти в “верхней” (IV) пачке пластовые структурные, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные.Кроме того, на северном перешейке, соединяющем Усинское и Возейское поднятия, в районе скв. 30-Уса и 39-Возей выделена небольшая самостоятельная пластовая сводовая тектонически экранированная залежь в “верхней” (IV) пачке среднего девона с условным ВНК на отметке минус 3299 м (по нижним отверстиям интервала перфорации в скв. 30). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до2.6 м.Нефть среднедевонских залежей легкая (плотность – 0,84 г/см3), маловязкая (вязкость – 2,1мПа*с), смолистая, парафиновая, сернистая. Однако, по залежи “основной” толщи в пределах водонефтяной зоны на западном крыле структуры отмечается наличие нефтей с повышенной плотностью 0.870-0.924 г/см3, вязкостью 65-1424 мПа*с и высоким содержанием асфальтосмолистых компонентов 19.5 - 60%.Фаменская залежь нефти. В разрезе фаменских отложений выделено пять пластов-коллекторовснизу-вверх(Ф1-Ф5)трещиновато-поровоготипа.Продуктивность фаменских отложений связана, в основном, с пластом Ф5, залегающим на глубине 1920-2040 м и имеющим толщину от 0 до 30 м, а также продуктивен пласт Ф4, расположенный на глубине 1960-2140 м, толщиной от 20 до40 м. Продуктивными здесь являются скрыто- мелкокристаллические, иногда доломитизированные известняки.Продуктивный пласт Ф5 ограничен сверху и снизу 25-30 м пачками слабо- и непроницаемых глинистых и глинисто-карбонатных плотных пород, обуславливающими его гидродинамическую изоляцию от водовмещающих перекрывающих и подстилающих пород. Залежь относится к типу пластовых сводовых, стратиграфически ограниченных, тектонически нарушенных. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1848 м. Несмотря на блоковое строение, залежь имеет единый уровень ВНК, в следствии малоамплитудности нарушений, не превышающих толщину продуктивного пласта. Размеры залежи 5.7 х 2.7 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 16.8 м. Залежь пласта Ф4 неполнопластовая с уровнем водонефтяного контакта минус 1836 м. Залежь небольшая, размером 1.0 х 0.5 км. Нефтенасыщенные толщины по залежи варьируют от 3 до 6 м.Нефть легкая, сернистая, смолистая, маловязкая (вязкость – 3,7мПа*с).Залежь в доломитах III пачки серпуховского яруса. Залежь отличается небольшими размерами и приурочена к присводовой части структуры. Коллекторы пористые и кавернозные доломиты общей толщиной 10-23 м (глубины 1640-1700 м). Нефтенасыщенные толщины меняются от 3 до 9.4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, тектонически нарушенных. В центральной части залежи выявлен грабен северо-восточного простирания, ограниченный сбросами. Сбросы имеют небольшую амплитуду, но являются экранирующими, что подтверждается установленной разницей ВНК в пределах залежи. Водонефтяной контакт отмечается в пределах отметок минус 1541 м (в центральной части) до минус 1605 м (в северо-западной части структуры). Размеры залежи в северо-западном блоке 2.2 хкм, высота 64 м. В центральной части выявлена неполнопластовая залежь, размерами 2 х 0.8 км, высотой 11 м.Нефть легкая, смолистая, парафинистая, маловязкая (вязкость – 2,7мПа*с).Каменноугольно-нижнепермская залежь высоковязкой нефти является одним из наиболее сложных объектов, находящихся на текущий момент в разработке. Залежь залегает на глубине 1100-1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа*с) в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозно-порового типа верхнего и среднего отделов каменноугольной системы, а также нижнего отдела пермской системы. Покрышкой залежи является толща верхнепермских алевролитов, аргиллитов и глин.Залежь сводовая массивная, структурного типа. Положение водонефтяного контакта по результатам опробования и промысловой геофизики меняется в широких пределах - от минус 1265 м до минус 1350 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к центральной и западной частям залежи. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1310 м. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15.5 х 9.5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре нефтеносности до 156.4 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части залежи.В процессе разработки залежи отмечены прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части залежи, что, как будет показано ниже, связано с наличием активной вертикальной трещиноватости, а не отсутствием слоистости карбонатного разреза в отдельных частях залежи, как считалось ранее.Полученные лабораторные анализы керна и данные микроскопического изучения шлифов позволили установить биогермные (каркасные) известняки, которые составляют обязательную основу органогенных построек.Что касается гидрогеологии месторождения, то в региональном плане Усинское месторождение приурочено к северо- восточной части Большеземельского артезианского бассейна.. Воды среднедевонского, верхнедевонского и каменноугольно- нижнепермского водоносных комплексов представляют собой рассолы хлор- кальциевого типа по классификации В. А. Сулина общей минерализацией 40-100 г/л с преобладанием в солевом составе ионов CI", Na+ и Са++ . Наличие сероводорода (до 209 мг/л) в пластовых водах каменноугольно- нижнепермского водоносного комплекса обусловливает коррозионные свойства воды. Геологические запасы нефти на месторождении оцениваются в 966 млн.т. по категории А+В+С1 и 4,3 млн.т. по категории С2, из них извлекаемые по категориям А+В+С1 359 млн. т, по категории С2 - 1 млн. т.Глава 3.Детальная корреляция разрезов скважин и особенности залегания карбонатных отложений в резервуаре залежиМетодические приемы корреляции разрезов скважинДетальная корреляция разрезов скважин является основным методом изучения внутреннего строения недр, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин c целью выделения и прослеживания по площади одноименных комплексов, горизонтов, пластов-коллекторов и непроницаемых прослоев между ними. Этот метод позволяет выяснить условия залегания продуктивных горизонтов, степень постоянства толщины и параметров, выявить пути фильтрации флюидов.Построение схем корреляции по каменноугольно-нижнепермским отложениям в пределах Усинского месторождения вызывает, как будет показано ниже, значительные трудности, поскольку большая часть разреза подвержена стратиграфическим несогласиям, а весь он разбит на множество тектонических блоков. Выявление подобного рода нарушений требует применения ряда методических приемов при корреляции разрезов скважин, чтобы добиться результата, объективно отражающего на схеме корреляции реальную обстановку осадконакопления карбонатных отложений. К числу таких приемов относятся:выбор комплекса наиболее информативных кривых ГИС;усиление масштаба записи визуально наименее информативных кривых ГИС при корреляции;предварительнаякорреляцияпооднойкривойспоследующейее проверкой по остальным геофизическим кривым;растяжение и сжатие кривых ГИС в интервале вертикальных масштабов от 1:1000 до 1:100 и выше;закраска интервалов, ограниченных одной или двумя кривыми;последовательное палеопрофилирование с неоднократной сменой линий сопоставления в разрезе отложений в разных направлениях по высоте.Материалы данных ГИС на Усинском месторождении представлены довольно широко: метод собственной поляризации (СП), индукционный каротаж (ИК), потенциал-зонд (ПЗ), боковой каротаж (БК), гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), каверномер (КВ) и др. Необходимым условием получения корректных результатов при проведении детальной корреляции разрезов скважин является оценка качества кривых ГИС и определение приоритетов среди методов ГИС.Из-за неудовлетворительного качества кривых бокового каротажа при проведении работ по сопоставлению геологических разрезов скважин он не использовался.Детальная корреляция разрезов скважин была выполнена в программном комплексе «Autocorr». В проект были загружены исходные данные, такие как: условные устьевые координаты скважин, каротажные диаграммы всех 1311 скважин, инклинометрия. На основе этих данных построена триангуляционная сеть Делоне для выполнения детальной корреляции разрезов скважин (рис. 5).Рисунок 5 – Скважины каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефтиУсинского месторождения, объединенные в триагуляцию Делоне.Для детального изучения карбонатного разреза Усинского месторождения установлено, что наиболее информативными методами являются методы ИК, ПЗ, ГК и НГК (рис. 6, 7).На рисунке 6 видно, что скважины коррелируются, то есть в соседних скважинах можно установить одновозрастные интервалы, а это свидетельствует, что изучаемый разрез имеет слоистую структуру.Рисунок 6 –Комплекс методов ГИС для выполнения детальной корреляции разрезов скважин (ИК – синяя кривая, ПЗ – зеленая, ГК – розовая, НГК - черная).Методом индукционного каротажа ИК хорошо выделяются границы продуктивной части. Повышение показаний ИК (электропроводности) в верхней и нижней части разреза представляют собой, соответственно, кровлю и подошву продуктивного интервала.Следующим методом для выполнения корреляции был выбран потенциал- зонд (ПЗ), который также хорошо дифференцируем на всем продуктивном интервале и дополняет исследования ИК. Если метод ПЗ имеет максимумы в высокопористых интервалах, заполненных нефтью, то кривая ИК, наоборот, отражает максимумами неколлектор за счет высоких значений связанной воды.Метод ИК позволяет не только выделить кровлю и подошву продуктивной части залежи, но и при дополнительной дифференциации индукционного метода в центральной части разреза хорошо видны детали, по которым можно контролировать корреляцию продуктивной части разреза (рис. 7).9004305685790Скв.159000Скв.15909175754739640Скв.289400Скв.28949563103283585Скв.285800Скв.28589950452198370Скв.159000Скв.15909963151230630Скв.289400Скв.2894Скв.1590Скв.1590Скв.2894Скв.2894Скв.2858Скв.2858Скв.1590Скв.1590Скв.2894Скв.2894900430-6823710 а)б)00 а)б)900430-841375Скв.285800Скв.2858Рисунок 7 – Усиление масштаба записи кривых ИК для корреляции разрезов скважин а)б) а)б)Скв.2858Скв.2858каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения а) обычная запись; б) усиление масштаба записиНесколько хуже в продуктивной части разреза дифференцируются кривые нейтронного гамма-каротажа (НГК) и кривая гамма-каротажа (ГК), которые лучше работают в верхней части разреза, при повышении глинистости. Кривая НГК, кроме того, характеризует общую пористость.Таким образом, при изучении продуктивной части разреза каменноугольно- нижнепермской залежи для выполнения детальной корреляции основной упор делался, прежде всего, на методы ПЗ и ИК, в меньшей степени на НГК и ГК.Детальная корреляция разрезов скважин проводилась в программном комплексе «AutoCorr» в два этапа. На первом этапе осуществлялась парная корреляция разрезов скважин в автоматическом режиме. Средняя ошибка автоматической корреляции составила порядка 2 м.На втором этапе в интерактивном режиме прослеживались все стратиграфические подразделения, слагающие изучаемый разрез. В качестве опорной была выбрана скважина № 1142 (рис.8), которая пробурена в центральной части залежи и хорошо сопоставляется со всеми рядом расположенными скважинами. На нее были нанесены стратиграфические отбивки из подсчета запасов 1998 года (промысловые пачки 0 – 11). С целью максимальной детализации отложений некоторые пачки были дополнительно разделены на пропластки и прослои.Согласно рисунку 8, снизу вверх в разрезе выделяются следующие пачки: 0- С2b, 1-С2b, 2-1C2, 2-2C2, 2-2C2b+m, 3-1, 3-2, 3-3, 4-1, 4-2, 4-3, 5-1, 5-2, 5-3,6C3k+g, 8 (пропластки 8-1, 8-2, 8-3, 8-4, 8-5, 8-6, 8-7, 8-8), 9 (пропластки 9-1, 9-2),9-3, 10-1, 10-2, 10-3, 11Pa+s. Кроме того, пропласток 8-3 был дополнительноразделен на 5 прослоев (8-3-1, 8-3-2, 8-3-3, 8-3-4, 8-3-5), а 9-1 на 2 (9-1-1, 9-1-2). Вкровле пачки 11Pa+s залегает глинистая пачка, которая является покрышкой залежи. Таким образом, всего было прослежено 40 корреляционных границ.Выделенные в разрезе по данным ГИС пачки, пропластки и прослои увязаны с результатами исследований керна.10629907658100042Рисунок 8 – Расчленение изучаемого разреза на стратиграфические подразделения, пласты (пачки), пропластки и прослои43При выполнении детальной корреляции было установлено, что различные методы ГИС являются приоритетными в различных частях изучаемого разреза. Поэтому в целом разрез каменноугольно-нижнепермских отложений был условно разделен на 4 части, которые соответствуют стратиграфическим интервалам разреза: первая - от пачки 0-С2b до пачки 3-3 (отложения башкирского яруса и нижнемосковского подъяруса), вторая - 4-1 – 5-C2m (верхнемосковский подъярус), третья - 6C3k+g – 8-8 (верхний отдел каменноугольной системы) и четвертая - 9-1 - 11Pa+s (ассельский ярус нижнего отдела пермской системы).Так, в первой части разреза (0-С2b – 3-3) пласты четко фиксируются по нейтронному-гамма каротажу (НГК), гамма-каротажу (ГК), а также по индукционному каротажу (ИК).Во второй части разреза низы пачек 4-1 – 5-3, четко фиксируются по индукционному каротажу. Выше начинает превалировать потенциал-зонд, подробно характеризующий карбонатные отложения, слагающие пачки 4 и 5.В третьей (6C3k+g – 8-8 – средний объект разработки) и четвертой (9-1 – 11Pa+s – верхний объект разработки) условных частях разреза наиболее информативными явились потенциал-зонд и нейтронный-гамма каротаж, четко фиксирующие биогермные тела. Индукционный каротаж, кроме всего прочего, использовался для контроля результатов корреляции.Несмотря на выбор приоритетов между кривыми ГИС, для детальной корреляции разрезов скважин использовался весь вышеуказанный комплекс кривых ГИС.На первом этапе работы со схемой детальной корреляции вначале выполнено сопоставление скважины № 1142 с соседней скважиной № 1144 (рис.9).9099559550400044IV частьIII часть разрезаII часть разрезаI часть разрезаРисунок 9 – Схема детальной корреляции по скважинам № 1142 и № 1144. Эталонный разрез.На рисунке 9 видно, что отложения низов разреза выдержаны по толщине. В среднем суммарная толщина пачек (0-С2b – 3-3) составляет 86 м. Характерно, что толщина этих отложений практически не меняется по всей площади залежи.Отложения второй части разреза (пачки 4 – 6C3k+g) также характеризуются постоянством в строении. Незначительное уменьшение толщины при переходе к скважине 1144 наблюдается в пропластке 5-1 пачки 5. Стоит отметить пачку 6C3k+g, выделенную на схеме корреляции в центральной части разреза голубым цветом по положительной аномалии ИК. Ее подошва служит границей между средним и верхним отделом каменноугольной системы. Эта пачка является четким репером, прослеживающимся по всей площади залежи. К тому же отложения этой пачки представлены неколлекторами, и пачка служит разделом между так называемыми «нижним» и «средним» объектами разработки. Толщина пород второй части разреза в среднем составляет 60 м. В третьей части разреза (пачки 8 - 8+7C3k+g) происходит увеличение 3 части пачки 8 пропластка 8-3. В остальном отложения относительно выдержаны по толщине, которая составляет 70 м.Верхняя (четвертая) условная часть разреза характеризуется увеличением толщины нижнепермских отложений. Это связано с появлением в разрезе скважины № 1144 10 пачки, залегающей в кровле пропластка 9-2 пачки 9, и толщина которой составляет 9 м. Таким образом, толщина четвертой части разреза изменяется от 24 до 33 м.Перекрывает карбонатные отложения глинистая пачка, которая является покрышкой каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения. Эта пачка четко фиксируется по всему фонду скважин по высоким показаниям индукционного каротажа, а также высоким показаниям ГК. Толщина этой глинистой пачки меняется от 5 до 15 метров.В связи с вышеизложенным, разрезы скважин 1142 и 1144 были приняты за эталонные для выполнения детальной корреляции разрезов всех скважин залежи высоковязкой нефти.Результаты детальной корреляции карбонатного разреза залежиНа рисунках 10 и 11 представлены схемы корреляции по линии скважин3067, 3006, 1204, 1205, 1206, 1207, 1208, 1209, 1211, 6105, 4570, 4030, 6138, 4041,7202, 3145, 3148, 3149, 3150, 3153, 6253, проходящей с запада на юг через центральную часть залежи. В первую очередь стоит заметить, что разрез коррелируется, то есть имеет слоистый характер, причем по всей площади залежи, в отличие от предполагавшейся ранее массивности центральной части залежи. За линию сопоставления принята кровля пачки 3 (пропласток 3-3, выделен синим цветом в нижней части разреза). Выбор линии сопоставления обусловлен тем, что пропласток 3-3 разделяет изучаемый разрез на две основные части. Ниже этого пропластка пласты залегают практически плоскопараллельно (рис. 10), то есть они формировались в относительно спокойной тектонической обстановке. Толщина этих отложений по всей площади залежи меняется незначительно, в среднем составляя 85 метров. Эти отложения сложены переслаиванием преимущественно водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизированы. Данные отложения хорошо коррелируются методами ИК, ГК, НГК. Из представленных рисунков видно, что отложения нижней части разреза (пачки 0-С2b – 3-3) имеют постоянную толщину на всей площади залежи. Кроме того, пропласток 3-3 характеризуется ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Стоит заметить, что изрезанность геофизических кривых говорит о неоднородности этих отложений. Выше этого репера залегают карбонатные отложения более сложного геологического строения.47900430108585Рисунок 10 – Схема детальной корреляции разрезов скважин в нижней части разреза (пачки 0 – 3)48На рисунке 11 представлена схема детальной корреляции каменноугольно- нижнепермских отложений по линии скважин, проходящей через залежь с запада на восток.Над пачкой 3 залегают отложения пачек 4 и 5, относящиеся к нижнему объекту разработки и которые имеют другое геологическое строение в различных частях залежи. В западной части в скважинах 3067, 3006, 1204, 1205, 1206, 1207 эти отложения хорошо коррелируются методами ИК, ГК, НГК (рис. 11). Повышенные показания этих методов свидетельствуют об ухудшенных ФЕС в западной части залежи. Далее в центральной части залежи толщины этих отложений увеличиваются, начинают появляться мощные слои биогермных известняков, которые четко фиксируются высокими показаниям метода потенциал-зонда. При этом стоит заметить, что конфигурация кривых методов ГИС при переходе в центральную часть залежи сохраняется, что свидетельствует об одном возрасте этих отложений в различных частях залежи. Толщина этой части разреза меняется от 35 метров на юго-западном участке залежи до 120 метров в центральном. Кроме того, локальный минимум (50 метров) наблюдается вдоль восточного крыла и южной периклинали Усинской структуры. Такое изменение общих толщин связано с различными факторами. Так, в восточной и центральной частях залежи отложения пачек 4 и 5 сложены преимущественно мощными биогермными известняками, тогда как на западном крыле Усинской структуры карбонатные породы представлены в основном органогенно- детритовыми известняками. Кроме того, изменение общих толщин связано с многочисленными размывами и перерывами осадконакопления, обусловленными активными тектоническими процессами во время формирования осадков.9099557658100049Рисунок 11 – Схема детальной корреляции разрезов скважинНад пачкой 5 залегает пачка 6, которая четко выделяется во всех скважинах Усинского месторождения методами ИК, ГК, НГК. Отложения этой пачки сложены плотными породами. Наличие такой пачки подтверждает наличие слоистости в продуктивной части разреза. В пределах западной части толщина этой пачки меняется от 1 до 2 метров, в центральной части толщина этой пачки может увеличиваться до 7 метров.Пачка 8 подразделяется на пропластки 8-1, 8-2, 8-3, 8-4, 8-5, 8-6, 8-7, 8-8, а для более детального расчленения разреза пропласток 8-3 был дополнительно подразделен еще на 5 прослоев. Пачка 8 четко фиксируется методами ИК, ПЗ и характеризуется сложным геологическим строением.В восточной части залежи пачка 8 представлена не в полном объеме, в разрезе выделяются пропластки 8-1, 8-2, 8-3, а пропластки 8-4, 8-5, 8-6, 8-7, 8-8 полностью размыты. Отложения пачек 8-1, 8-2 представлены преимущественно биогермнымиизвестняками,характеризующимисяулучшеннымиФЕС,что находит свое отражение на диаграммах методов ГИС. Так, растут значения сопротивления по методу ПЗ, а значения ГК и НГК понижаются. Аналогичная ситуация происходит и с отложениями пропластков 8-3-1 и 8-3-2. Особенно интересны изменения в строении пропластка 8-3-2 (на схемах показан малиновым цветом под пачкой желтого цвета). Так, в восточной и центральной частях залежи его толщина достигает 60 метров в отдельных скважинах, тогда как в западном направлении отмечается уменьшение толщины до всего нескольких метров (скважины 3067, 3006, 1204, 1205, 1206, 1207). Причем это уменьшение носит резкийхарактер,такиеизменениятолщинсвязанысостратиграфическим несогласием в разрезе, вызванным размывом пропластка в западной части залежи. В западной части пачка 8 представлена в полном объеме (пропластки 8-1, 8-2, 8-3, 8-4, 8-5, 8-6, 8-7, 8-8), и ее толщина меняется в узких пределах. Пропластки 8-1, 8-2 (оранжевый цвет на схеме) в пределах юго-западного участка характеризуются низкими значениями сопротивления по ПЗ (скважины 3067, 3006, 1204, 1205, 1206, 1207). Кроме того, стоит отметить некоторую обособленность строения западного участка залежи. По результатам детальнойкорреляции отложения пачек 8-4, 8-5, 8-6, 8-7 (серые и голубые пачки вскважинах скважины 3067, 3006, 1204, 1205, 1206, 1207) развиты только в пределах этой зоны. К тому же эти отложения представлены преимущественно биогермными известняками.Отложения верхней (четвертой) части разреза (пачки с 9, 10, 11Pa+s – верхний объект разработки – пермская система) характеризуются сложным геологическим строением. Так, восточная часть залежи характеризуется полным размывом пермских карбонатов. В центральной части залежи верх разреза представлен преимущественно пачкой 9, тогда как пачка 10 встречается в единичных скважинах, а пачка 11 полностью размыта.В западной части залежи в скважинах 3067, 3006, 1204, 1205, 1206 видно, что над пачкой 8-8 участке залегают выдержанные по толщине пропластки 9-1 и 9-2. Породы этих пропластков четко фиксируются по потенциал-зонду и по нейтронному-гамма каротажу. Выше по разрезу выделяется невыдержанный по толщине пропласток 9-3. Его толщина изменяется от 1 до 3 м. Над ним залегают пропластки 10-1 и 10-2, которые также не выдержаны по толщине. Однако эти отложения четко прослеживаются по потенциал-зонду. Выше залегает пачка 11 Pa+s, которая залегает на ограниченной площади в западной части залежи и характеризуется повышенными значениями метода НГК, что говорит об ухудшении ФЕС этой пачки. Толщина этой пачки значительно изменяется в пределах от 0 до 41 м в западном направлении.Перекрывает разрез глинистая пачка, условно называемая кровлей карбонатов (пачка ярко-зеленого цвета в верхней части разреза), которая фиксируется по индукционному каротажу и гамма-каротажу. Эта пачка служит покрышкой каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения. Толщина этой пачки меняется в пределах от 10 до 15 метров.Рассматривая представленный выше профиль в целом, отмечаются следующие особенности:нижняя часть разреза характеризуется переслаиванием водорослевых, органогенно-водорослевых известняков маломощных аргиллитоподобных глин. Породы залегают практически плоскопараллельно;толщины пачек 4 – 11 сильно меняются по разрезу, это вызвано как разным составом карбонатных пород, так и активными тектоническими движениями, однако в целом отмечается слоистый характер залегания пачек;нижележащие карбонаты (пропласток 3-3) и перекрывающие карбонатный разрез глинистые отложения формировались в относительно стабильное время, тогда как резкие изменения толщин и наличие стратиграфических несогласий в продуктивной части разреза свидетельствуют о наличии активных тектонических движений.Продуктивная часть разреза характеризуется резкими изменениями общих толщин. Эти изменения связаны, в первую очередь, с размывами и перерывами в осадконакоплении. Особенно явно эти процессы наблюдаются в верхней части разреза (пачки 8 – 11). На рисунках 12 – 13 представлены результаты корреляции разрезов скважин со сменой линии сопоставления с целью выявления стратиграфических несогласий в продуктивных отложениях (скважины 1204, 1206, 1207, 1208, 1209). Как указано выше, наиболее четко одно из них отмечается в пропластке 8-3-2 (рис.19,б). Отложения малиновой пачки существенно размыты в скв.1204, 1206, 1207, а в скв.1208 они представлены в полном объеме. Следовательно, отложения малиновой пачки сформировались повсеместно, а затем участок залежи со скв.1204, 1206, 1207, испытывая интенсивные вертикальные движения, размывался, тогда как участок залежи со скв.1208, 1209 находился в относительно стабильном положении.1409700635063030106985а)б)Рисунок 12 – Схема детальной корреляции с выравниванием на кровлю пачки 3-3 (а) и подошву пачки 8-3-3 (б)140144514605629729510795а)б)Рисунок 13 – Схема детальной корреляции с выравниванием на подошву пачки 8-6 (а) и подошву пачки 9-2 (б)55В дальнейшем отложения пачек 8-3-3, 8-3-4, 8-3-5, 8-4, 8-5 формировались повсеместно, причем толщины этих отложений постоянны на изучаемой площади, что свидетельствует о стабильном тектоническом режиме в это время. Позже, когда сформировались отложения верхней части разреза (пачки 8-6 – 11Pa+s) район скв.1208 подвергся наиболее интенсивному размыву (рис.13,а), в скв.1207 эти отложения размылись частично, а в скв.1204 и 1206 сохранилась практически в полном объеме. Такие изменения в разрезе свидетельствуют о том, что тектонические движения носили инверсионный характер, а также были разноскоростными, так как отдельные части разреза оказываются размытыми в большей или меньшей степени. Кроме того, результаты инверсионных движений можно видеть и в других частях разреза (рис.13,б), в частности, в верхней части, залегающей под терригенной покрышкой.Таким образом, можно утверждать, что на формирование карбонатного разреза каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения повлияли многочисленные тектонические движения, которые сопровождали процесс осадконакопления. Это обстоятельство привело к формированию многометровых стратиграфических несогласий.К тому же, наличие тектонической активности в процессе формирования отложений подтверждается проведенными в 2005 году работами по вертикальному сейсмическому профилированию (ВСП) в отдельных скважинах Усинского месторождения. ВСП, в том числе, проводилось и в скважине 1207, в которой на удалении 200 метров в восточном направлении (район скважины 1208) наблюдается осложнение сейсмической записи, которое интерпретируется как зона дробления (рис. 14).Рисунок 14 – Глубинный мигрированный разрез по продольным волнам. Скв. 1207 Усинского месторождения (А.Н. Касимов и др. [16])Многометровые стратиграфические несогласия встречаются по всей площади изучаемой залежи. Так, стратиграфическое несогласие мощностью 45 метров отмечается в центральной части залежи в районе скважин 3030, 6125, 3031, 3032, 3033 (рис. 15). В скважинах 3031 и 3032 глинистая покрышка каменноугольно-нижнепермской залежи несогласно залегает на верхнекаменноугольных отложениях пропластка 8-3-3. Таким образом, залегающие выше карбонатные отложения каменноугольной и нижнепермской систем оказались полностью размытыми.3602355247904045 м0045 м45 м45 м2520950-604202500Рисунок 15 – Схема детальной корреляции с выравниванием на подошву пропластка 8-3-4При выполнении детальной корреляции в пределах каменноугольно- нижнепермской залежи было выявлено тектоническое нарушение типа сброс. На схемах корреляции сброс фиксируется выпадением из разреза отдельного интервала, причем в одной скважине. Так, в скважине 3154 по отношению с соседними 3153 и 3155 установлено выпадение отдельных пачек. На рисунке 16 представлена схема детальной корреляции разрезов скважин 3153, 3154, 3155. На левой схеме корреляции, выровненной по подошве пачки 3-2 видно, что пачки 3-2 и 3-3 четко выделяются во всех скважинах. На правой схеме, выровненной по кровле пачки 2-2, фиксируется плоскопараллельное залегание пачек 0, 1, 2-1 и 2-2. В скважине 3154 на отложениях пачки 2-2 сразу залегают отложения пачки 3-2, таким образом, в этой скважине отсутствуют отложения пачек 2-3 и 3-1. Такое выпадение пачек может объясняться только тектоническим нарушением типа сброс, так как, в отличие от стратиграфического несогласия, разлом наблюдается только в одной скважине. На рисунке 17 показана принципиальная схема выделенного сброса.Таким образом, утверждение о том, что тектонические нарушения затухают в ангидритах серпуховского надгоризонта нижнего отдела каменноугольной системы, не верно. Наличие разлома в пределах продуктивной части разреза является прямым свидетельством тектонической активности в пределах формирования отложений. К тому же, в пределах каменноугольно- нижнепермской залежи Усинского месторождения выделяются отдельные зоны, связанные с размывами и перерывами в осадконакоплении, что также подтверждает активную тектонику. Преимущественное субмеридиональное (северо-западное) простирание этих зон является отражением в осадочном чехле преобладающих направлений раздробленности фундамента. При этом тектонические движения отдельных блоков фундамента в процессе осадконакопления были разноскоростными и разновременными (так как результаты инверсионных движений можно видеть в различных частях разреза). Следовательно, строение каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти носит блоковый характер.Рисунок 16 – Сброс в нижней части разреза224980519558000Рисунок 17 – Принципиальная схема сброса, вскрытого скважиной 3154Типизация карбонатного разреза и выделение известняков методами ГИСБиогермы – известняки, образовавшиеся как изначально литифицированные за счет нарастания друг на друга известьвыделяющих организмов. Организмы, образующие биогермные породы, называются каркасостроителями. В зависимости от форм роста каркасных организмов возникают биогермные известняки или почти полностью сложенные ими, или такие, в которых остатков собственно каркасных форм мало (15-30%), но, тем не менее, именно они определили сингенетическую литификацию породы.По особенностям внутреннего строения среди биогермов выделяются три типа построек: простые, сложенные одним – двумя видами каркасообразующих организмов; зональные, обладающие чередованием прерывистых полос, обусловленным изменением форм роста или состава биогермообразователей, а также включением небиогермных пород; пятнистые, построенные несколькими биогермообразователями с большим комплексом сопутствующих организмов.Развитие биогермов в земной коре отмечается начиная с протерозоя. В позднем палеозое ведущими каркасостроителями были гидроидные полипы и мшанки.Биогермные массивы представляют собой сложные постройки, состоящие из нарастающих один на другой биогермов или биостромов и сопутствующих, преимущественно органогенно-детритовых пород, образующихся за счет разрушения биогермостроителей. В отличие от рифовых массивов, в них совершенно отсутствуют брекчии, хемогенные лагунные осадки и другие признаки крайнего мелководья и волноломных структур. Кроме того, отличительной особенностью биогермных построек является то, что в отличие от рифа, отдельные биогермы, входящие в состав постройки можно выделить и проследить по площади. Таким образом, в пределах биогермного массива возможно проведение детальной корреляции разрезов скважин.Размеры биогермных массивов меняются от десятков до сотен метров.Преобладающей формой является куполовидная [40].Биогермные постройки, как правило, обладают повышенными емкостными свойствами. Повышенные емкостные свойства являются следствием их быстрой литификации, что способствует возникновению и сохранению первичных сообщающихся пустот разного размера. На первичные коллекторские свойства накладываются различно направленные и многостадийные вторичные процессы, характер которых в значительной степени определен типом пород и условиями отложений, а кроме того зависит от тектонических, гидрогеологических, температурных и динамических условий нахождения органогенных построек [1].Повышенные показания сопротивления по методу потенциал-зонда, совместно с низкими и средними значениями ГК и НГК в карбонатном разрезе каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения связаны с УВ- содержащими интервалами, характеризующимися улучшенными емкостными свойствами. Эти интервалы повышенного значения потенциал-зонда соответствуют проницаемым, преимущественно биогермным известнякам, кроме того, так как скважины пробурены в пределах контура нефтеносности, данные интервалы в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи должны иметь повышенную нефтенасыщенность, а, следовательно, на каротажных диаграммах характеризоваться повышенными показаниями сопротивления по ПЗ.Для первичного выделения этих интервалов использовались не абсолютные значения сопротивления, а нормированные величины с граничным значением 0,5. Для скважин, в которых отсутствовали результаты определения коллектора, интервал разреза с нормированной величиной ПЗ>0,5 принимался как высокропродуктивный при условии, что он характеризовался повышенными значениями пористости (методы ГК и НГК имеют здесь низкие значения).Для подтверждения этой гипотезы были привлечены данные керна из оценочных скважин, пробуренных с хорошим выносом керна. Однако, по странному стечению обстоятельств, именно в этих скважинах, и именно только в продуктивной части разреза исследования методов потенциал-зонда ииндукционного каротажа не проводились (рис. 18). Таким образом, оставался только косвенный путь проверки: выполнить корреляцию с близлежащими скважинами, в которых есть ПЗ и ИК, и сравнить их с интервалами, где в скв. 2- ОЦ по керну выделены интервалы биогермных известняков.По результатам исследований керна сотрудниками института ПечорНИПИнефть в скв. 2-ОЦ Усинского месторождения» в 2009 году были выделены интервалы залегания биогермных известняков, которые характеризуются повышенными значениями ФЕС [25]. Так, на глубине 1297,3- 1303,0 (долбление 8, слой 2) выделяется биогермный известняк (водорослево- гидроактиноидный). Порода пористая и пористо-кавернозная, нефтенасыщенная, пористость составляет от 4,61% - 28,83%. Биогермостроителями являются гидроидные полипы, зеленые и багряные водоросли и цианобактерии, а также кораллы и тубифитес. Однако, в противовес этому, в слое 1 долбления 8 на глубине 1293,5-1297,3 м выделяются известняки органогенно-детритовые. Порода неравномерно нефтенасыщенная, участками пористо-кавернозная, пористость меняется от 1,12% - 8,6%.Во 2-ОЦ скважине встречаются биогермные известняки с другим набором биогермостроителей, например, долбление 12 (1329-1333,3м) – породообразующими являются мшанки и иглокожие. Пористость изменяется от 8,04% до 14,73%. По-видимому, изменение пористости в биогермных известняках связано с различным набором биогермостроителей.На рисунке 18 приведено сопоставление выделения биогермных тел в скважине 2-ОЦ с высокими показаниями ПЗ в соседней скважине 8092. Отмечается хорошая корреляция между повышенными значениями ПЗ и наличием биогермов во 2-ОЦ скважине.Условные обозначения:-Известняк биогермный по данным керна-Выделение высокопродуктивных интервалов-Известняк органогенно-детритовый по керну900430-4650740001188720-46736000Рисунок 18 – Связь высоких показаний ПЗ с наличием биогермных тел по керну.Биогермные известняки характеризуются повышенными значениями ПЗ, низкими значениями ГК, НГК, что свидетельствует о повышенных значениях пористости и нефтенасыщенности. Для выделения биогермных интервалов были использованы данные исследования керна по 2-ОЦ и 7-ОЦ скважине. Во 2-ОЦ скважине по керну были выделены биогермные интервалы, а также определены значения коэффициента пористости. В таблицах 1 – 2 приведены определения пористости в скважинах 2-ОЦ и 7-ОЦ, привязанные к выделенным биогермным коллекторам по ГИС. На рисунках 19 – 20 показаны гистограммы значений пористости на керне стандартного размера в биогермных и в небиогермных коллекторах. На рисунках видно, что по 2-ОЦ скважине средняя пористость в биогермах составляет 17,4%, в других породах – 15,1%, а в 7-ОЦ скважине соответственно, 22,6% и 17,9%.Таблица 1 Определение пористости по керну во 2-ОЦ скважинеБиогермный коллекторНебиогермный коллекторСкв.Глубина, мКпорСкв.Глубина, мКпор1234562-ОЦ1229.00.2132-ОЦ1228.50.1272-ОЦ1229.50.1682-ОЦ1230.00.1472-ОЦ1233.50.1762-ОЦ1234.50.1042-ОЦ1234.00.1972-ОЦ1247.00.1322-ОЦ1248.50.2332-ОЦ1252.50.1082-ОЦ1263.00.1742-ОЦ1262.00.1312-ОЦ1263.50.1952-ОЦ1264.50.1442-ОЦ1265.50.2372-ОЦ1265.00.1342-ОЦ1266.00.1912-ОЦ1313.50.1052-ОЦ1269.00.1292-ОЦ1317.00.142-ОЦ1269.50.1212-ОЦ1318.00.1822-ОЦ1270.50.1412-ОЦ1318.50.1222-ОЦ1287.00.2052-ОЦ1319.00.1422-ОЦ1287.50.2432-ОЦ1326.50.1072-ОЦ1288.00.2352-ОЦ1328.00.1112-ОЦ1294.50.1682-ОЦ1328.50.1222-ОЦ1295.00.1932-ОЦ1329.00.1242-ОЦ1295.50.2662-ОЦ1342.00.1312-ОЦ1296.00.2552-ОЦ1358.00.1022-ОЦ1296.50.2162-ОЦ1360.00.1072-ОЦ1297.00.1662-ОЦ1366.50.2452-ОЦ1297.50.1952-ОЦ1367.00.1512-ОЦ1298.00.2012-ОЦ1367.50.2092-ОЦ1298.50.1922-ОЦ1375.00.2482-ОЦ1319.50.1722-ОЦ1376.00.1842-ОЦ1320.00.1972-ОЦ1376.50.2012-ОЦ1320.50.2392-ОЦ1380.50.1082-ОЦ1321.00.2032-ОЦ1384.00.2552-ОЦ1321.50.2112-ОЦ1386.00.1352-ОЦ1322.00.2182-ОЦ1422.00.1582-ОЦ1322.50.1892-ОЦ1422.50.162-ОЦ1323.00.1712-ОЦ1423.50.172-ОЦ1323.50.1832-ОЦ1424.00.1112-ОЦ1325.50.1352-ОЦ1424.50.2832-ОЦ1330.00.1332-ОЦ1431.00.1672-ОЦ1330.50.1352-ОЦ1435.00.124Продолжение таблицы 11234562-ОЦ1331.00.1412-ОЦ1331.50.1372-ОЦ1339.00.1612-ОЦ1339.50.1822-ОЦ1340.00.1562-ОЦ1340.50.172-ОЦ1341.00.1742-ОЦ1341.50.1852-ОЦ1342.50.1442-ОЦ1343.00.1292-ОЦ1347.50.1462-ОЦ1348.50.1232-ОЦ1350.00.1622-ОЦ1350.50.2772-ОЦ1351.00.1242-ОЦ1351.50.1812-ОЦ1352.00.1492-ОЦ1352.50.1362-ОЦ1353.00.1342-ОЦ1353.50.1192-ОЦ1355.00.1142-ОЦ1355.50.142-ОЦ1356.00.1242-ОЦ1359.00.1032-ОЦ1361.00.111Кпор ср.0.174Кпор ср.0.1518953503079750-0.050.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.6%10.0%11.1%Пористость внебиогермных коллекторах20.0%Пористость в небиогермных коллекторахКп.ср = 0,15170.0%63.9%60.0%50.0%40.0%30.0%19.4%0-0.050.05-0.10.1-0.150.15-0.20.2-0.250.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.0%4.9%Пористость вбиогермных коллекторах15.0%10.0%Пористость в биогермных коллекторахКп.ср = 0,17445.0%39.3%40.0%36.1%35.0%30.0%25.0%19.7%20.0%000-0.050.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.6%10.0%11.1%Пористость внебиогермных коллекторах20.0%Пористость в небиогермных коллекторахКп.ср = 0,15170.0%63.9%60.0%50.0%40.0%30.0%19.4%0-0.050.05-0.10.1-0.150.15-0.20.2-0.250.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.0%4.9%Пористость вбиогермных коллекторах15.0%10.0%Пористость в биогермных коллекторахКп.ср = 0,17445.0%39.3%40.0%36.1%35.0%30.0%25.0%19.7%20.0%10585452458720Частость, %00Частость, %11093456185535Частость, %00Частость, %2-ОЦ скважина0-0.050.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.6%10.0%11.1%Пористость внебиогермных коллекторах20.0%Пористость в небиогермных коллекторахКп.ср = 0,15170.0%63.9%60.0%50.0%40.0%30.0%19.4%0-0.050.05-0.10.1-0.150.15-0.20.2-0.250.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.0%4.9%Пористость вбиогермных коллекторах15.0%10.0%Пористость в биогермных коллекторахКп.ср = 0,17445.0%39.3%40.0%36.1%35.0%30.0%25.0%19.7%20.0%0-0.050.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.6%10.0%11.1%Пористость внебиогермных коллекторах20.0%Пористость в небиогермных коллекторахКп.ср = 0,15170.0%63.9%60.0%50.0%40.0%30.0%19.4%0-0.050.05-0.10.1-0.150.15-0.20.2-0.250.25-0.3Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%5.0%4.9%Пористость вбиогермных коллекторах15.0%10.0%Пористость в биогермных коллекторахКп.ср = 0,17445.0%39.3%40.0%36.1%35.0%30.0%25.0%19.7%20.0%Частость, %Частость, %Частость, %Частость, %Рисунок 19 – Гистограммы значений коэффициента пористости по керну в 2-ОЦ скважинеТаблица 2 Определение пористости по керну в 7-ОЦ скважинеБиогермный коллекторНебиогермный коллекторСкв.Глубина, мКпорСкв.Глубина,мКпор1234567-ОЦ1247.50.1857-ОЦ1254.00.1457-ОЦ1249.50.2177-ОЦ1255.50.1647-ОЦ1250.00.2347-ОЦ1257.00.1187-ОЦ1262.00.2357-ОЦ1261.00.2067-ОЦ1263.00.2547-ОЦ1267.00.1167-ОЦ1264.00.2217-ОЦ1273.00.2427-ОЦ1264.50.2157-ОЦ1273.50.1487-ОЦ1265.00.2147-ОЦ1278.00.1197-ОЦ1265.50.2257-ОЦ1287.50.117-ОЦ1266.00.1897-ОЦ1298.00.1727-ОЦ1267.50.2167-ОЦ1304.00.1887-ОЦ1268.00.2377-ОЦ1305.00.1117-ОЦ1269.50.2047-ОЦ1324.50.1197-ОЦ1280.00.1717-ОЦ1325.50.1947-ОЦ1291.00.2397-ОЦ1326.50.2097-ОЦ1294.00.2397-ОЦ1327.50.1147-ОЦ1294.50.2487-ОЦ1333.50.1917-ОЦ1295.00.2087-ОЦ1336.00.1327-ОЦ1295.50.1997-ОЦ1352.00.2217-ОЦ1310.50.1997-ОЦ1365.00.1737-ОЦ1312.50.2157-ОЦ1366.00.2187-ОЦ1336.50.237-ОЦ1374.00.1047-ОЦ1337.00.2667-ОЦ1377.00.1487-ОЦ1337.50.2667-ОЦ1377.50.2277-ОЦ1338.00.327-ОЦ1378.00.1687-ОЦ1343.50.2757-ОЦ1378.50.1147-ОЦ1344.00.1927-ОЦ1383.50.1027-ОЦ1344.50.2087-ОЦ1384.50.1797-ОЦ1345.00.1857-ОЦ1385.50.2117-ОЦ1345.50.2267-ОЦ1386.00.1597-ОЦ1346.50.2867-ОЦ1389.50.1597-ОЦ1353.50.2277-ОЦ1391.00.1897-ОЦ1391.50.2257-ОЦ1397.00.237-ОЦ1397.50.2667-ОЦ1403.00.3027-ОЦ1404.00.267-ОЦ1414.50.2487-ОЦ1417.50.1897-ОЦ1419.00.107Продолжение таблицы 21234567-ОЦ1421.00.2417-ОЦ1424.00.1687-ОЦ1426.00.1077-ОЦ1427.00.1997-ОЦ1430.50.2187-ОЦ1432.00.1247-ОЦ1448.00.2657-ОЦ1448.50.2997-ОЦ1449.00.2787-ОЦ1450.50.1717-ОЦ1478.00.1557-ОЦ1480.00.1437-ОЦ1485.50.1227-ОЦ1493.00.1327-ОЦ1497.50.1927-ОЦ1498.00.19Кпор ср.0.226Кпор ср.0.1798953503079750-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%1.8%5.0%Пористость внебиогермных коллекторах8.9%20.0%15.0%10.0%21.4%30.0%25.0%Кп.ср = 0,17832.1%35.0%35.7%40.0%Коэффициент пористости внебиогермных коллекторах0-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%0.0%3.1%10.0%Пористость вбиогермных коллекторах15.6%20.0%21.9%60.0%50.0%40.0%30.0%59.4%Кп.ср = 0,22670.0%Коэффициент пористости в биогермныхколлекторах000-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%1.8%5.0%Пористость внебиогермных коллекторах8.9%20.0%15.0%10.0%21.4%30.0%25.0%Кп.ср = 0,17832.1%35.0%35.7%40.0%Коэффициент пористости внебиогермных коллекторах0-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%0.0%3.1%10.0%Пористость вбиогермных коллекторах15.6%20.0%21.9%60.0%50.0%40.0%30.0%59.4%Кп.ср = 0,22670.0%Коэффициент пористости в биогермныхколлекторах10585456176010Частость, %00Частость, %10585452460625Частость, %00Частость, %7-ОЦ скважина0-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%1.8%5.0%Пористость внебиогермных коллекторах8.9%20.0%15.0%10.0%21.4%30.0%25.0%Кп.ср = 0,17832.1%35.0%35.7%40.0%Коэффициент пористости внебиогермных коллекторах0-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%0.0%3.1%10.0%Пористость вбиогермных коллекторах15.6%20.0%21.9%60.0%50.0%40.0%30.0%59.4%Кп.ср = 0,22670.0%Коэффициент пористости в биогермныхколлекторах0-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%1.8%5.0%Пористость внебиогермных коллекторах8.9%20.0%15.0%10.0%21.4%30.0%25.0%Кп.ср = 0,17832.1%35.0%35.7%40.0%Коэффициент пористости внебиогермных коллекторах0-0.05 0.05-0.1 0.1-0.15 0.15-0.2 0.2-0.25 0.25-0.3 0.3-0.35Коэффициент пористости, д.ед.0.0%0.0%0.0%0.0%3.1%10.0%Пористость вбиогермных коллекторах15.6%20.0%21.9%60.0%50.0%40.0%30.0%59.4%Кп.ср = 0,22670.0%Коэффициент пористости в биогермныхколлекторахЧастость, %Частость, %Частость, %Частость, %Рисунок 20 – Гистограммы значений пористости по керну в 7-ОЦ скважинеТаким образом, по керну подтверждается тот факт, что биогермные известняки обладают улучшенными ФЕС. В целом по 2-ОЦ и 7-ОЦ скважинах пористость биогермных известняков составляет 19,2%, а небиогермных – 16,8%. Для оценки ФЕС по ГИС было проведено исследование пористости по ГИС вбиогермных и в небиогермных коллекторах. Пористость по ГИС была определена в 170 скважинах. Средняя пористость по ГИС в биогермном коллекторе составляет 19,0%, а в небиогермном – 17,1%.Доля биогермных коллекторов среди всех коллекторов в разрезе по 170 скважинам составляет в среднем 45%.Особенности распространения биогермных тел по площади и разрезуКак было сказано выше, повышенные показания сопротивления при низких и средних значениях ГК и НГК в разрезе каменноугольно-нижнепермской залежи связаны с высокопористыми преимущественно биогермными известняками, насыщенными нефтью. Эти тела не образуют единый рифовый массив, а имеют слоистую структуру. При этом по площади залежи меняется возраст этих тел. Так, на востоке залежи преобладают наиболее древние биогермные тела среднекаменноугольного возраста, в центральной части появляются более молодые тела, залегающие в средней части разреза (позднекаменноугольный период), и на западе залежи выделяются самые молодые биогермные тела раннепермского возраста, залегающие в верхней части разреза (рис. 21). Омоложение тел в западном направлении обусловлено, в первую очередь, изменением палеогеографических условий на территории залежи, связанным с тектоническими движениями блоков фундамента.71Рисунок 21 – Схема детальной корреляции с нанесенными областями развития биогермных тел72В результате анализа схем детальной корреляции, а также карт распространения биогермных тел была составлена схема выделения на залежи литолого-фациальных зон, характеризующиеся различным соотношением биогермных и небиогермных известняков. Для анализа внутреннего соотношения биогермов – небиогермов были составлены геолого-статистические разрезы (ГСР) (рис. 22). Всего в плане выделяется 6 зон:Зона развития биогермов преимущественно в средней части разреза (пачки 8-1 – 8-3-3);Зона развития биогермов преимущественно в нижней и средней частях разреза (пачки 4 – 8-3-3);Зона развития биогермов по всему разрезу (репер R4 находится на ВНК);Зона развития биогермов преимущественно в средней и верхней частях разреза (пачки 8-1 – 11Pa+s);Зона развития биогермов преимущественно в верхней части разреза (пачки 8-3-4 – 11Pa+s);Зона развития биогермов по всему разрезу (репер R4 находится под ВНК).909955-14935200064435126Рисунок 22 – Схема выделения на залежи литолого-фациальных зонДополнительно, на юго-западном участке залежи для детального изучения распространения биогермных зон был использован модуль динамической визуализации ACDV. ACDV – отечественный программный комплекс, который включает в себя две программные системы: «AutoCorr» и «DV-Geo». В основе методики работы программного комплекса лежат два ключевых элемента - автоматическая корреляция (AC) и динамическая визуализация (DV). ПК ACDV разработан группой ученых Института проектирования и научной экспертизы и Центральной геофизической экспедиции [18].Для начала была выполнена детальная корреляция по скважинам юго- западного участка залежи. На рисунке 23 представлена схема корреляции по линии скважин 1593, 2948, 2949, 2950, 2895, 2912, 2913, 1592, 1068, 1069, 1142. Насхеме красным цветом показаны биогермные тела и зеленым – плотные карбонатные породы. Схема пересекает юго-западный участок залежи с запада на восток, расстояния между скважинами составляют от 100 до 300 метров. Буквами«а», «б» и «в» показаны границы пластов, которые в дальнейшем использовались для динамической визуализации ACDV. На схеме корреляции наблюдаются изменения состава карбонатных пород по площади и разрезу участка залежи. На востоке участка фиксируются наиболее древние биогермные известняки, залегающие в нижней части разреза. Позже биогермные тела развивались уже практически повсеместно. Наиболее молодые биогермы залегают в центральной и западной частях.вбавбавбавбаРисунок 23 – Схема детальной корреляции юго-западного участка залежи высоковязкой нефти Далее для более детального изучения распространения биогермных тел в программном комплексе ACDV на основе корреляции была построена визуальная средапопараметруПЗ.Визуальнаясредапредставляетсобойкартину распространения того или иного параметра в пространстве, полученную путем интерполяции скважинной информации вдоль стратиграфических границ. При этом сами границы выравниваются горизонтально. Такое выравнивание позволяет лучше отслеживать видимые границы геологических тел при сечении среды горизонтальными плоскостями. На рис. 24 представлено сечение визуальной среды вертикальной плоскостью. Вертикальный разрез идет с запада на восток по тем же скважинам, что и на схеме детальной корреляции. На нем видно, что области биогерм с повышенными значениями ПЗ сначала формировались на востоке (а), позже захватили весь разрез (б), затем сдвинулись в западную часть(в) [10].Таким образом, изучаемый карбонатный разрез представляет собой сложную систему отдельных биогермных тел, которые не формируют единый рифовый массив, как предполагалось ранее, а имеют слоистую структуру по всей площади залежи.вбавбавбавбаРисунок 24 – Биогермы в визуальной среде ACDVИзучение распространения биогермных тел по площади является важным моментом для проектирования разработки залежи, так как они обладают улучшенными ФЕС, что должно положительно сказаться на показателях разработки.Как было указано выше каменноугольно-нижнепермская залежь высоковязкой нефти разрабатывается с 1977 года. При этом по уровню достигнутой обводненности (82%) залежь находится на поздней стадии разработки, а по степени использования геологических запасов (7,7%) – на начальной стадии. Все это привело к необходимости пересмотра геологического строения залежи. Результатами данной работы доказано наличие биогермных тел в карбонатном разрезе. Эти тела формируют не единый рифовый массив, как предполагалось ранее, а образуют сложную слоистую систему отдельных биогермных тел. Наличие биогермных известняков позволяет по иному взглянуть на процессы разработки залежи. В первую очередь, стоит отметить их улучшенные фильтрационно-емкостные свойства. Так как биогермные тела развиты неравномерно по площади и разрезу и установлено их омоложение взападном направлении, то при разработке залежи высоковязкой нефти необходимо учитывать зональность распространения биогермов.Для оценки влияния наличия биогермных известняков на результаты разработки в данной работе было проведено сопоставление результатов работы скважин по данным расходометрии (РГД) с выделенными биогермными интервалами. В анализе использовались данные по 70 скважинам, расположенным на эталонном и северном участке. В результате анализа было установлено, что биогермные интервалы работают в 90% скважин. В семи скважинах работают, в первую очередь, трещинные интервалы, которые не выделяются как коллекторы по данным ГИС. На рисунках 25 – 28 показаны каротажные диаграммы с выделенными интервалами биогермов (выделены розовым цветом), а также интервалами перфорации (серым цветом) и работающими интервалами (коричневые). В некоторых интервалах могут работать непосредственно биогермы, а в некоторых могут работать и более плотные, но трещиноватые породы, подпитываемые через трещины из биогермов. На рисунках видно, что результаты выделения биогермных тел хорошо коррелируется с данными разработки залежи.900430511810Рисунок 25 – Сопоставление выделения биогермных коллекторов с результатами РГД в скважине 1086.Рисунок 26 – Сопоставление выделения биогермных коллекторов с результатами РГД в скважине 1088.900430514985Рисунок 27 – Сопоставление выделения биогермных коллекторов с результатами РГД в скважине 1553.Рисунок 28 – Сопоставление выделения биогермных коллекторов с результатами РГД в скважине 604780Глава 4.Особенности тектонического строения карбонатного разреза и их влияние на разработку залежи.Методическиеприемыпривыявленииособенностей тектонического строения залежиДля выявления особенностей тектонического строения каменноугольно- нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения использовались следующие методические приемы:последовательное палеопрофилирование;карты общих толщин;структурные карты.Последовательное палеопрофилирование.Выявить стратиграфические несогласия по данным детальной корреляции позволяет последовательное палеопрофилирование. Как было показано ранее, стратиграфические несогласия, встречающиеся в разрезах скважин, свидетельствуют об активных тектонических процессах, сопровождавших осадконакопление продуктивной части разреза.Кроме того, при последовательном палеопрофилировании был установлен инверсионный характер тектонических движений.На рисунках 28 – 32 представлены схемы детальной корреляции со сменой линий сопоставления. На схеме корреляции, выровненной на кровлю пачки 3, так как она являлась реперной (рис. 29), отмечается плоскопараллельное залегание пачек 0 – 3, что свидетельствует о том, что карбонатные породы в этот период осадконакопления отлагались на практически горизонтальную поверхность, что является признаком спокойной тектонической обстановки.На схеме корреляции с выравниванием на кровлю пачки 5 (кровлю нижнего объекта разработки) отмечается, что к началу формирования пачки 6 начали интенсивно проявляться активные тектонические движения, которые привели к изменению общих толщин пачек 4 и 5 (рис. 30).81На следующей схеме корреляции (рис. 31) с выравниванием на кровлю пачки 8 (кровлю среднего объекта), фиксируется усиление активности тектонических движений, которое привело к формированию блокового строения, что отмечается по резким «скачкам» пачки 3-3 (показана синим цветом в низах разреза). Кроме того, на этом рисунке отмечаются участки, на которых полностью размыты вышележащие отложения пачек 9 – 11.При дальнейшем выравнивании на кровлю карбонатных отложений (подошву глинистой покрышки), в первую очередь отмечается, что сама глинистая покрышка имеет небольшую толщину, выдержанную по всей площади залежи, что свидетельствует о ее формировании в относительно спокойной обстановке (рис. 32). Однако, ступенчатое строение пачки 3-3 указывает на влияние тектоники при формировании отложений.Кроме того, на рисунке 33 показана схема детальной корреляции, выровненная по абсолютным отметкам, на которой отображено строение залежи в современном структурном плане. На этой схеме отмечается, что тектонические движения не только сопровождали осадконакопление карбонатных отложений, но и действовали в дальнейшем. Так, залегающая в низах разреза пачка 3-3 и глинистая покрышка имеют многочисленные уступы, что при такой плотной сетке скважин может говорить только о тектоническом факторе.82900430108585Рисунок 29 –Схема детальной корреляции разрезов скважин с выравниванием по кровле пачки 383900430108585Рисунок 30 –Схема детальной корреляции разрезов скважин с выравниванием по кровле пачки 5 (кровля нижнего объекта разработки)84Рисунок 31 –Схема детальной корреляции разрезов скважин с выравниванием по кровле пачки 8 (кровля среднего объекта разработки)Рисунок 32 –Схема детальной корреляции разрезов скважин с выравниванием по кровле карбонатных отложенийРисунок 33 – Схема детальной корреляции разрезов скважин с выравниванием по абсолютным отметкам87Таким образом, по результатам последовательного палеопрофилирования было установлено, что резкие изменения толщин связаны со стратиграфическими несогласиями, которые являются отражением тектонической активности в процессе формирования отложений.Учитывая жесткость карбонатных пород, можно утверждать, что неоднократные инверсии сформировали тектонически активные зоны, характеризующиеся повышенной трещиноватостью на границах тектонических блоков. Границы этих блоков хорошо выделяются на схемах детальной корреляции, выровненных по подошве продуктивных отложений (рис. 34) по резким «скачкам» кровли карбонатных отложений.9004307493000088Рисунок 34 – Схема детальной корреляции по линии скважин 4633-3155. Выделение тектонических блоков89Для демонстрации изменения границ тектонических блоков по площади были составлены схемы детальной корреляции по профилям, проходящим через каменноугольно-нижнепермскую залежь Усинского месторождения с запада на восток. Каждая следующая линия профиля проходила южнее (рис. 35). Для примера в работе приведены 5 профилей по линиям, показанным черным цветом на схеме расположения скважин (рис. 36). Для детального изучения процессов, протекавших при формировании продуктивной части разреза, схемы были выровнены на кровлю интервала с плоскопараллельным залеганием.Выделенные на схемах корреляции границы тектонических блоков можно протрассировать по площади. Вдоль этих границ выделяются зоны активной вертикальной трещиноватости, по которым в основном происходит обводнение залежи. Наличие блоковой тектоники с одной стороны приводит к затруднению фильтрации по латерали, а с другой стороны наличие зон трещиноватости приводит к обводнению разреза снизу.90909955118110 I III II III IIIIVIVVV00 I III II III IIIIVIVVV I III II III IIIIVIVVV I III II III IIIIVIVVVРисунок 35 – Линии схем корреляции для выделения тектонических нарушений91 II II II900430756285 IIIIII IVIV VVРисунок 36 – Схемы детальной корреляции по линиям скважин, проходящим через залежь с запада на восток92Анализ карт толщин909955189230000Как было показано выше (п. 3.3), изучаемый разрез условно можно разделить на несколько частей. Так, в низах разреза (пачки 0 – 3) интервал характеризуется постоянством толщин. Пачки 0, 1, 2, 3 развиты на всей площади каменноугольно-нижнепермской залежи. Постоянство толщин обусловлено спокойной тектонической обстановкой в процессе формирования отложений (рис. 37).Рисунок 37 – Карта общих толщин пачек 0 – 3-3На карте общих толщин пачек 4 – 11Pa+s (рис. 38) наблюдаются линейные зоны увеличения толщин. Эти зоны имеют субмеридиональное простирание. Кроме того, увеличение толщин в различных частях залежи связано с разными факторами. Так, центральная часть залежи характеризуется увеличением общих толщин за счет развития биогермных тел в нижней и средней частях разреза. Верхний объект в этой части практически размыт. В западной части залежи, увеличение толщин связано с тем, что разрез представлен в полном объеме, а также тем, что биогермные тела развиты лишь в верхней части разреза. Зоны уменьшенных толщин связаны в, первую очередь, с выпадением отложений в верхней части разреза, например, в юго-восточной и северной частях наблюдается многометровый размыв вплоть до пачки 8, то есть нижнепермские отложения полностью отсутствуют в разрезе.При нанесении, выделенных на схемах корреляции границ тектонических блоков на карту толщин, отмечается согласованность выделенных блоков с изменением толщин как в локальном, так и в региональном плане, кроме того выделенные границы хорошо прослеживаются по площади залежи.В связи с вышесказанным, совместный анализ последовательных палеопрофилей и карты общих толщин позволили протрассировать возможные линии тектонических нарушений по площади залежи, с которыми связаны зоны активной вертикальной трещиноватости. Путем сопоставления результатов анализа схем корреляции и карт толщин, были получены предполагаемые границы тектонических блоков (рис. 39).Рисунок 38 – Карта общих толщин пачек 4 – 11Рисунок 39 – Карта общих толщин с нанесенными линиями предполагаемых тектонических нарушений на 01.01.2012Инверсионный характер тектонических движений подтверждается детальным изучением областей развития верхней части разреза, которая подвергалась региональному нижнепермскому размыву.На рисунке 40 показаны карты общих толщин пропластков 8-3-2 – 11, кроме пропластков 8-7 и 10-2, так как они имеют сходное геологическое строение по сравнению с пропластком 8-8 и 10-1 соответственно, расположенные в порядке от более древних отложений к более молодым.Толщина пропластка 8-3-2 меняется от 0 до 65 метров. В северной части в районе скважин 184, 185, 186 наблюдается полный размыв карбонатных отложений. Стоит заметить, что в этой части залежи на отложениях нижележащего пропластка 8-3-1 залегают глинистые породы покрышки каменноугольно-нижнепермской залежи.Пропласток 8-3-3 имеет аналогичное строение. Зона развития максимальных толщин в плане совпадает с пропластком 8-3-2. Северная область полного размыва отложений увеличилась и включает территорию в районе скважин 2080 и 187.Пропласток 8-3-4 имеет сложное строение. Толщина этих отложений меняется от 0 до 15 метров, однако зоны развития максимальных толщин имеют локальный характер. Полному размыву подверглись отложения не только на севере, но и на востоке залежи. Кроме того, в центральной части залежи также отмечаются локальные зоны отсутствия пропластка 8-3-4.При формировании пропластка 8-3-5 действовали практически те же процессы, что и в более раннее время.Пропласток 8-4 на большей части территории полностью размыт. Максимальные толщины (до 31 м) отмечены на юго-западном участке залежи, что связано с развитием биогермных тел.Отложения пропластка 8-5 представлены лишь на небольшой части залежи (юго-западный участок) и характеризуются наиболее обширной зоной отсутствия отложений. Толщина пачки достигает 14 метров.9790043075628500976630861695000Зона отсутствия отложенийРисунок 40 –Карты общих толщин пропластков 8-3-2 – 11. Стрелками показан переход от более древних отложений к более молодым.98Начиная с момента формирования пропластка 8-6, область его развития в отличие от более древних отложений, начинает расширяться. Толщина пропластка достигает 10. Необходимо отметить, что, вплоть до времени формирования пропластка 9-1-1, площадь развития каждого следующего пропластка постепенно увеличивается и в пропластке 9-1-1 достигает локального максимума.Толщина пропластка 8-7 достигает 20 метров. Довольно большие толщины отложений связаны с тем, что отложения практически полностью сложены биогермными известняками.Пропласток 8-8 имеет аналогичное строение, но характеризуется меньшими толщинами в связи с тем, что отложения представлены органогенно- обломочными известняками.Выше 8 пачки залегает верхний объект разработки (пачки 9, 10, 11). Пачка 9условно разбита на 4 пропластка – 9-1-1, 9-1-2, 9-2, 9-3.На период формирования пропластка 9-1-1 приходится максимальная фаза трансгрессии, что приводит к уменьшению площади отсутствия отложений. С момента формирования пропластка 9-1-2 начинается новая фаза регрессии.Пропласток 9-1-1 представлен на большей части залежи, в центральной части отмечаются локальные зоны отсутствия, а на востоке и юго-востоке залежи пропласток 9-1-1 и вышележащие отложения полностью отсутствуют. Зоны максимальных толщин в пропластках 9-1-1 и 9-1-2 приурочены к областям развития биогермных тел.Пропласток 9-2 развит локально. Максимальные толщины пропластка вскрыты в северной части залежи (до 28 метров). Аналогичная картина наблюдается и по пропластку 9-3.Пропласток 10-1 на большей части территории размыт. Выделяются три зоны его развития – юго-западный участок, южная и северо-восточная части залежи (район скважины 2670). Толщина пропластка небольшая и достигает 10 метров.Выше по разрезу залегает пропласток 10-2, где область развития отложений сокращается. В отличие от нижележащих отложений, пропласток 10-2 развит в пределах двух участков – юго-западного и южного. Биогермные отложения в пачке 10-2 присутствуют в основном на юго-западном участке.Отложения пропластка 10-3 и пачки 11 на большей части территории полностью отсутствуют и имеют место лишь на юго-западе каменноугольно- нижнепермской залежи Усинского месторождения.Если рассматривать схему формирования отложений пропластков 8-3-2 – 11 в целом, то можно увидеть, как меняется зона развития отложений при переходе от более древних пород к молодым. Это свидетельствует о том, что процесс формирования пропластков сопровождался активными инверсионными тектоническими движениями, которые хорошо прослеживаются по изменению границ зоны отсутствия отложений. Начиная с момента формирования пропластка 8-3-2, эта зона постепенно растет, достигая максимальной площади в пропластке 8-5. В период формирования пропластков 8-6 – 9-1-1 эта зона начинает сокращаться и достигает минимальной площади в пропластке 9-1-1. Выше по разрезу, область отсутствия постепенно увеличивается, и достигает максимума в период формирования пачки 11. В результате, карбонатные отложения в пределах этой пачки развиты только в пределах юго-западного участка каменноугольно-нижнепермской залежи.Анализ структурных построенийДля анализа влияния тектоники на современный структурный план кроме карт толщин использовались структурные карты.Структурные карты составлялись по скважинным данным с использованием поверхностей по сейсмическим отражающим горизонтам в неразбуренных частях залежи. На структурные карты были нанесены линии предполагаемых тектонических нарушений, полученные по результатам детальной корреляции разрезов скважин.Наряду с отмеченными локальными изменениями толщин в процессе осадконакопления каменноугольно-нижнепермских отложений Усинская брахиантиклиналь претерпевала неоднократные изменения структурного плана, что отразилось в современном структурном плане. Так, в юго-восточной части залежи наблюдается тектонический блок (район скважин 6222, 426, 3253, 3254 и др.), характеризующийся в структурном отношении прогибом, который прослеживается по всем горизонтам. По структурной карте кровли пачки 3-3 перепад абсолютных отметок в юго-восточном прогибе составляет 80 метров (рис. 41). По размытой поверхности кровли карбонатных отложений перепад абсолютных отметок в прогибе составляет 120 м (рис. 42). Увеличение амплитуды прогиба в этом случае связано с размывом пермских отложений, что нашло отражение в уменьшении общих толщин карбонатных отложений. Юго-восточный прогиб Юго-восточный прогиб Юго-восточный прогиб Юго-восточный прогиб Рисунок 41 – Структурная карта по кровле пропластка 3-3 Юго-восточный прогиб Прогиб в центральной части Юго-восточный прогиб Прогиб в центральной части Юго-восточный прогиб Прогиб в центральной части Юго-восточный прогиб Прогиб в центральной частиРисунок 42 – Структурная карта по кровле карбонатных отложенийКроме того, в центральной части залежи (район скважин 3031, 3032, 6140) выделяется тектонический блок, который по кровле карбонатных отложений характеризуется прогибом (50 метров), связанный с нижнепермским размывом величиной 45 метров (рис. 43).Рисунок 43 – Стратиграфическое несогласие в скважинах 3031 и 6140В районе скважин 1044, 1042, 1045 и других в центральной части залежи по кровле пачки 3 наблюдается прогиб (50м), который выше по разрезу выполаживается и на структурной карте кровли карбонатных отложений не выделяется. Следовательно, прогиб, выделенный по нижележащим отложениям, компенсировался осадконакоплением, что выражено в увеличении толщины карбонатных отложений.В качестве подтверждения выделения тектонических блоков по результатам последовательного палеопрофилирования, анализа карт толщи и структурных2502535165608000карт можно привести данные вертикального сейсмического профилирования. Так, в направлении на север от скважины 4276 в скважине 3148 отмечается полный размыв нижнепермских отложений (рис. 44), что позволяет выделить между этими скважинами границу тектонического блока. В том же направлении по данным ВСП выделяется зона дробления (рис. 45)Рисунок 44 – Схема детальной корреляции по линии скважин 4276, 3148, 11046, 4060Рисунок 45 – Глубинный мигрированный разрез по продольным волнам ПВ5. Скв. 4276 Усинского месторождения (А.Н. Касимов и др. [16])Как было показано выше, нижняя часть разреза (пачки 0 – 3) формировалась в относительно тектонически спокойное время, однако при детальном рассмотрении схем корреляции нижней части разреза были установлены незначительные изменения толщин отдельных пачек, входящих в состав плоскопараллельного разреза. При наложении выделенных границ тектонических блоков на схему корреляции нижней части разреза наблюдается соответствие этих изменений толщин и блоков (рис. 46). Таким образом, вертикальные тектонические движения начали проявляться еще в процессе формирования пачек 0 – 3, однако их характер был еще слабо выражен.90043075628500106Рисунок 46 – Сопоставление выделенных границ тектонических блоков в верхней и нижней частях разреза107Все это обусловило развитие многочисленных зон активной вертикальной трещиноватости, развитие каверн, с которыми связаны провалы бурового инструмента и поглощение бурового раствора. Блоковое строение залежи, неоднократные тектонические инверсии, вертикальная трещиноватость разреза при тонкой (до 15 м) глинистой покрышке способствовали потере нефтью каменноугольно-нижнепермской залежи легких и летучих компонентов и, как следствие, приобретению сверхвысокой вязкости.Как отмечалось ранее, в процессе работы установлено омоложение биогермных тел в западном направлении. Это связано, в первую очередь, со сменой тектонического режима в процессе формирования отложений, кроме того, активная тектоника способствовала росту самих биогермостроителей, так как по зонам дроблений из недр поступал дополнительный подток тепловой энергии. В связи с этим к границам тектонических блоков приурочено максимальное развитие биогермных тел (рис. 47).900430756920001083989070226060биогермы00биогермыбиогермыбиогермы7064375160020биогермы00биогермыбиогермыбиогермыРисунок 47 – Схема детальной корреляции по линии скважин 12 – 2769. Выделение тектонических блоков. Приуроченность развития биогермных тел к границам тектонических блоковТаким образом, по результатам анализа результатов детальной корреляции разрезов скважин, построенных карт общих толщин и структурных карт отмечаются следующие особенности геологического строения залежи:нижняя часть разреза (пачки 0 – 3) формировалась в относительно стабильной тектонической обстановке;наличие блоковой тектоники отражается на схемах детальной корреляции, выровненных на плоскопараллельно залегающие отложения, резкими «скачками» кровли карбонатных отложений. Кроме того, блоковая тектоника подтверждается картами общих толщин, а также тем, что по результатам детальной корреляции подсечен сброс в скважине 3154;блоковая тектоника находит свое отражение в современном структурном плане;неоднократные тектонические инверсии привели к формированию активной вертикальной трещиноватости на границах блоков;максимальные толщины пачек и пропластков связаны как с тектоническими инверсиями, так и с ростом биогермных тел в этих пачках;по картам толщин отдельных пачек отмечается неоднократная смена направлений тектонических движений в процессе формирования отложений, что привело образованию блоковой тектоники на территории каменноугольно- нижнепермской залежи Усинского месторождения;омоложение биогермных тел связано с инверсиями тектонического режима;Влияние выявленных особенностей тектонического строения на разработку залежи высоковязкой нефтиВажнейшим фактором, влияющим на разработку залежи, является наличие зон активной вертикальной трещиноватости.В процессе бурения и эксплуатации каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти было получено множество свидетельств наличия активной вертикальной трещиноватости. В первую очередь наличие трещин подтверждается керном во множестве скважин. Как правило, в керне выделяются вертикальные трещины. Во вторых, к косвенным признакам наличия трещиноватости относятся полное или частичное поглощение бурового раствора, провалы инструмента при бурении скважин.На залежи выделяется 3 объекта разработки – нижний, средний и верхний. На основании детальной корреляции и стратиграфической привязки по керну нижнему объекту соответствуют пачки 0-С2b – 5, среднему 6C3k+g – 8-8, верхнему 9 – 11Pa+s. Таким образом, изучение промысловых характеристик проводилось по этим объектам разработки.В первую очередь было проанализировано изменение обводненности по площади и разрезу каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения. Максимальной обводненности соответствуют наиболее окрашенные зоны на картах (рис. 48 – 50). На карты были нанесены границы тектонических блоков – зоны активной вертикальной трещиноватости. На представленных картах обводненности отмечается хорошая корреляция областей обводнения с зонами сочленения тектонических нарушений. На основании этого можно сделать вывод, что повышенная обводненность связана с трещиноватостью пород, кроме того, отмечаются зоны интенсивного обводнения, которые по разным объектам разработки совпадают в плане и приурочены к выделенным тектонически активным зонам. Следовательно, обводнение разреза происходит, в первую очередь, из нижележащих водонасыщенных горизонтов через зоны активной вертикальной трещиноватости, а не по латерали, какпредполагалось ранее при рассмотрении объекта как единого рифогенного массива. Кроме того, новые скважины, которые бурятся на юго-востоке залежи имеют низкую обводненность, что было бы невозможно в случае латерального обводнения.Благодаря широко распространенной системе трещин для залежи характерны:гидродинамическая связанность пачек и объектов разработки, подтверждаемая трассерными исследованиями, во время проведения которых обнаружены исключительно высокие скорости преимущественно ориентированного перемещения меченых жидкостей, обнаруживающие нерадиальность фильтрационных потоков;в последние 20 лет ни разу не обнаружены отклонения, указывающие на сохраняющуюся разницу в давлениях между вновь вскрываемыми и ранее эксплуатировавшимися пачками и объектами [32, 33, 41].Рисунок 48 – Карта обводненности нижнего объекта разработки (пачки 0 – 5)Рисунок 49 – Карта обводненности среднего объекта разработки (пачки 6 – 8)Рисунок 50 – Карта обводненности верхнего объекта разработки (пачки 9 – 11Pa+s)На рисунке 51 показана схема расположения скважин, где по данным расходометрии работающие интервалы характеризуются неколлекторами.По результатам анализа данных расходометрии отмечается, что скважины, пробуренные в области влияния вертикальной трещиноватости на границах тектонических блоков, могут давать хорошие притоки из плотных пород, определенных по ГИС как неколлектор.Рисунок 51 – Схема расположения скважин, где по данным расходометрии работают трещинные интервалыПримерыпланшетовснанесеннымиинтерваламиперфорацийи результатамрасходометриипоскважинам1049,1246,1208приведенынарисунках 52 – 54.Рисунок 52 – Работа трещин в скважине1049900430240665Рисунок 53 – Работа трещин в скважине 1246Рисунок 54 – Работа трещин в скважине1208В ряде скважин коллективом института ПечорНИПИнефть были проведены гидродинамические исследования, а именно выполнен анализ кривой восстановления давления (КВД) по 37 скважинам. Анализ КВД позволяет определить наличие трещин в скважине, а также присутствие разломов и расстояние до них. Как оказалось, подавляющее большинство скважин (33 скважины), охарактеризованных наличием трещин, лежат на выделенных зонах трещиноватости (рис. 55) [13].Рисунок 55 – Сопоставление выделенных границ тектонических блоков с данными гидродинамических исследованийКаменноугольно-нижнепермская залежь содержит нефть со сверхвысокими значениями вязкости (710мПа*с). Учитывая осадочно-миграционную теорию происхождения нефти, нефть не могла образоваться и мигрировать в природном резервуаре столь сложного строенияс такими значениями вязкости. Таким образом, на состав и свойства нефти повлияли различные геологические факторы. Сверхвысокая вязкость нефти, залегающей в карбонатах каменноугольно- нижнепермскихотложениях,объясняетсяналичиемзонактивной трещиноватости. Глинистая покрышка залежи имеет толщину всего 10 – 15 метров,которая,приналичиимногочисленных зонактивнойвертикальной трещиноватости всего разреза, а также при высоте залежи 350 метров, не может быть надежным экраном. Сравнимая по размерам (размеры основной залежи в пределах контура нефтеносности составляют 22 х 7.8 - 4.5 км, высота залежи 560 м) среднефаменская залежь нефти (вязкость 2,1мПа*с), перекрывается мощными глинами кыновского, саргаевского, доманикового горизонтов толщиной порядка250 метров. Такая покрышка, даже при наличии выявленных тектонических нарушений и связанных с ними зонами вертикальной трещиноватости, является надежным экраном для легких и летучих компонентов, что обуславливает постоянство вязкости пластовой нефти в истории.Таким образом, выявленная в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти вертикальная трещиноватость всего карбонатного разреза при слабой глинистой покрышке толщиной 10 – 15 метров обусловила потерю нефтью залежи легких и летучих компонентов, и приобретение сверхвысокой вязкости нефти – 710 мПа*с.В 2012 году была проведена переинтерпретация данных сейсморазведки на западе и юге залежи. По результатам переинтерпретации было выделено большое количество тектонических нарушений, которые являются продолжением зон активной трещиноватости, выделенных по результатам детальной корреляции (рис. 56). Кроме того, плотность разломов, выделенных по данным сейсморазведки в неразбуренной части залежи, соответствует плотности разломов, выделенных в ходе данного исследования.Рисунок 56 – Карта общих толщин с нанесенными границами тектонических блоков, выделенных по результатам детальной корреляции (красные линии) и тектоническими нарушениями, выделенными по данным сейсморазведки (синие линии)Запасы месторожденияУсинское нефтяное месторождение открыто в 1963 году нефтеразведочной экспедицией № 2 треста "Печорнефтегазразведка", первооткрывательницей стала скважина № 1-Усинская, разработка ведется с 1973 года. Геологические запасы нефти на месторождении оцениваются в 966 млн. т по категории А+В+С1 и 4,3 млн. т по категории С2, из них извлекаемые по категориям А+В+С1 359 млн. т, по категории С2 - 1млн. тонн.Выявлено 4 залежи в пермско-каменноугольных и девонских отложениях, разрабатываются две. Усинское месторождение по классификации относится к сложным, по величине извлекаемых запасов нефти к крупным.С 1972 г геофизические исследования в эксплуатационных и разведочных скважинах выполнялись ПО «Коминефтегеофизика». Исследования выполнялись в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважин. Также проводился контроль над техническим состоянием обсадных колонн и качеством перфорации. Исследования проводились в масштабе глубин 1:200 в продуктивных интервалах. Организация, проводившая работы - ПО "Коминефтегеофизика" По результатам геолого – геофизических работ в 1998 г. выполнен «Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа пермокарбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения». Запасы нефти по четырем объектам подсчета (I (С2b), II- (С2m), III- (С3), IV- (Р1a+s) составили 733,5 млн. т по категориям В+С1.Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных отложениях среднего девона (26% балансовых и 55% извлекаемых) и карбонатах нижней перми — верхнего и среднего карбона (73% балансовых и 44% извлекаемых). Более мелкие по величине запасов залежи — фаменская и сер- пуховская —- полностью расположены в пределах площади крупной среднедевонской залежи нефти. Промышленная нефтеносность на Усинском месторождении связана со стратиграфическим диапазоном нижняя пермь — средний девон. Основные запасы нефти сосредоточены в трещинно-кавернозно-поровых карбонатах нижней перми — верхнего и среднего карбона (73% балансовых и 44% извлекаемых). Залежи нефти в фаменских и серпуховских отложениях относятся к категории мелких: суммарные запасы их не превышают 1 % запасов место- рождения. Разработка месторожденияВыделенные в разрезе залежи продуктивные пачки объединены в три эксплуатационных объекта. Размеры нижнего объекта в пределах контура нефтеносности составляют 7,6 х 5,3 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,4 до 2,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 28,7 м, коэффициент пористости - 0,182.Размеры среднего объекта составляют 14,2 х 7,2 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 28,05 м, коэффициент пористости - 0,176.Размеры верхнего объекта составляют 15 х 9,5 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,2 до 1,5 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 18,07 м, коэффициент пористости – 0,183. Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов и залежи в целом приведена в таблице 3.Таблица 3. – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластовпермокарбоновой залежи Усинского месторождения.Специалисты из институтов ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть: Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, А.А. Боксерман, И.С. Гутман, К.Э. Джалалов, М.М. Иванова, Л.М. Рузин, П.Т. Савинкин, А.И. Сало, С.О. Урсегов и другие изучали геологическое строение Усинского месторождения, занимались проектированием разработки залежи. Руководили проектами были геологические службы Коминефть (О.О. Шеремета, Н.И. Лисин, В.И, Гайдеек, Д.В. Коновалов, Б.А. Головизин), НГДУ Усинскнефть и Комитермнефть (А.Н. Гриценко, А.И. Басков, В.В. Печерный, В.П. Веричев, К.С. Сыкулев, А.В. Кирсанов, Х.Р. Шумилина, Г.Н. Иванов). На сегодняшний день разработкой Усинского месторождения занимается ОАО «ЛУКОЙЛ». В разработку Усинское месторождение введено в 1973 году, пермокарбоновая залежь разрабатывается с 1977 года. В 1972 – 1973 гг. ВНИИнефть и ПечорНИПИнефть утвердили метод теплового воздействия на пласт. Было предложено два варианта: паротепловое воздействия (ПТВ) и влажное внутрипластовое горения (ВВГ). Однако по причине отсутствия необходимого оборудования ПечорНИПИнефть предложил разрабатывать месторождение на естественном режиме. В 1978 году специалистами института ПечорНИПИнефть была составлена технологическая схема разработки пермокарбоновой залежи на естественном режиме. В разрезе выдели три эксплуатационных объекта, со следующим распределением балансовых запасов нефти: нижний объект — 7%, средний — 50% и верхний — 43%. Сетку скважин выбирали с учетом последующего перевода объектов на тепловое воздействие. В 1979 году ВНИИнефть и ПечорНИПИнефть для участка ПТВ-1 и ВВГ для двух участков составили схемы опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на пласт. С 1983 по 1988 год проводилось влажное внутрипластовое горения с применением электронагревателей, подземных и наземных парогазогенераторов. Возникли трудноразрешимые проблемы, связанные с регулированием и обеспечением безопасных условий реализации процесса в условиях трещиноватого пласта. Несмотря на большой объем работ, не удалось освоить технологию инициирования и поддержания горения, в связи с эти с данными видами работ отказались. В 1985 г. ВНИИнефть, ВНИПИтермнефть и МИНХ разработали технологическую схему для дальнейшей разработки пермокарбоновой залежи с использованием теплоносителей. После проведения геофизических работ были установлены границы эксплуатационных объектов, и произвели пересчет запасов по эксплуатационным объектам: НО -20%, СО - 45% и ВО - 35%. Пермокарбоновый резервуар Усинского месторождения имеет сложное строение, значительную неоднородность как по площади, так и по разрезу толщи, наличие зон вертикальной трещиноватости. Нефти отличаются высокой плотностью и вязкостью. Поэтому разработка пермокарбоновой залежи Усинского месторождения традиционными методами (естественный режим, холодное заводнение) мало эффективна. Требуется применение специальных методов, в качестве которых предложены физико-химические методы увеличения нефтеотдачи: гелеобразующая композиция «ГАЛКА НТ», нефтевытесняющая композиция «ИХН ПРО» и комплексное воздействие «ГАЛКА НТ +ИХН ПРО».Показано, что все использованные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи привели к приросту добычи нефти. При закачке композиции «ГАЛКА НТ» прирост нефти составил 1,5-2,3 т., а максимальный дебит был получен на следующий месяц после воздействия на пласт, композиции «ИХН ПРО» – от 3 т. до 19 т. при максимальном дебите через 7 месяцев после закачки. Воздействие комплексной композиции «ГАЛКА НТ + ИХН ПРО» в нагнетательные скважины привело к незначительному увеличению дебита потенциально реагирующих скважин, наблюдавшемуся через 1-1,5 месяца и через 6 месяцев.Под влиянием композиций происходит изменение таких показателей как вязкость, плотность добываемых нефтей. Изменяется индивидуальный состав масел. Полученные данные в совокупности с данными по изменению дебитов продемонстрировали эффективность применяемых композиций и указали на возможность существования между отдельными скважинами участков с низкой проницаемостью пластов.О возможности увеличения нефтеотдачи пластов Усинского месторождения за счет физико-химических методов свидетельствуют также рассчитанные для водонапорного режима разработки значения КИН, составлявшие до закачки композиций 0,3 и увеличившиеся после воздействия на залежь для скважины № 1248 до 0,31, скважины № 1223 до 0,316, скважины № 7ОЦ до 0,311.Была представлена следующая последовательность разработки: в течение 2-3 лет разработка на естественном режиме; парациклическая обработка нагнетательных и угловых добывающих скважин; также площадное вытеснение нефти паром.В 2017 году Тюменский госуниверситет (ТюмГУ) заявил о разработке новой методики термогазохимического разрыва пласта (ТГРП), которая позволяет увеличить добычу нефти до 6 раз по сравнению с исходным уровнем добычи.После внедрения на Усинском нефтяном месторождении 1й собственной серийной парогенераторной установки шаги ЛУКОЙЛа по активизации использования методов паротеплового и пароциклического воздействие на пласт для роста добычи высоковязкой нефти выглядят довольно логично.ЛУКОЙЛ анонсировал результаты 3-месячного испытания нового метода термогазохимического воздействия на пласт (ТГХВ или ТГРП) на 1й из скважин Усинского месторождения. Об этом 5 сентября 2017 г сообщили в компании.В ходе испытаний производилась закачка в нефтенасыщенный слой по отдельным каналам специальных химических составов: раствора аммиачной селитры и нитрита натрия, вступавших в реакцию непосредственно в пласте.Результатом такой реакции является образование горячей пароводяной смеси температурой до 327 оС, позволяющей повысить текучесть высоковязкой нефти и облегчить ее подъем на поверхность.По результатам испытаний достигнуто 5-кратное увеличение дебита скважины.Средняя дебит скважины не снижается на протяжении 3х месяцев, что позволяет рассматривать примененный метод как перспективный для внедрения на других месторождениях.В июле 2017 г ЛУКОЙЛ - в рамках импортозамещения ввел в эксплуатацию на Усинском нефтяном месторождении 1ю серийную парогенераторную установку (ПГУ).Это позволило применить паротепловое и пароциклическое воздействие на пласт для роста добычи высоковязкой нефти на Усинском месторождении, на котором существенные запасы такой нефти. Технология ТГХВ (ТГРП) по целям сходна с технологией гидравлического разрыва пластов (ГРП).В обоих случаях в призабойной зоне пласта (ПЗП) нужно создать искусственные трещины.Если технология ГРП основана на продавке в обрабатываемый пласт больших объемов жидкости при давлениях, превышающих горное, то технология ТГХВ основана на применении 2х процессов: горения и детонации.При горении в ПЗП образуется, как правило, 1 трещина, способная за счет энергии газов, образующихся при быстром сгорании пороховых зарядов распространяться вглубь пласта.Если же преобладающим процессом при ТГХВ является детонация, то ее воздействием охватывается вся вскрытая толщина пласта напротив заряда.При этом по мере удаления от скважины образуются каверны, зона уплотнения породы и, наконец, трещины.Объединение этих процессов позволило создать комплексный метод обработки пород ПЗП, каковым является ТГХВ.Комбинирование действия пороховых газов ( давление), теплоты и химического воздействия ( выделяющийся газ СО2 способствует снижению вязкости жидкости и образованию слабой угольной кислоты) позволяет совмещать в одной обработке одновременно несколько других. Если технология ГРП, в основном, эффективна для создания трещин в ПЗП, то ТГХВ позволяет еще и растворить парафиновые, асфальто-смолистые и другие отложения и снизить вязкость нефти.В 2020 году ЛУКОЙЛ успешно апробировал на своих месторождениях в Республике Коми и Западной Сибири технологию чистой скважины. Данная новая технология позволяет восстанавливать забой после проведения ГРП, разрушая проппантные пробки без создания циркуляции в скважинах с низким пластовым давлением.Новый метод отработан на промыслах, где для стабилизации добычи углеводородного сырья и интенсификации притоков применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП) - на Возейском, Усинском и Кыртаельском месторождениях, а также на Поточном и Повховском. Оборудование, используемое при технологии чистой скважины, позволяет восстанавливать забой после проведения ГРП, разрушая проппантные пробки без создания циркуляции в скважинах с низким пластовым давлением.Применение технологии помогает извлечь разрушенные частицы с минимальным негативным воздействием рабочей жидкости на призабойную зону пласта.Преимущество технологии - в сокращении времени работы бригад капремонта скважин, а также в снижении затрат по нормализации и очистки забоя скважин.Вынос проппанта в скважину после проведения ГРП представляет собой серьезную проблему.Результатом выноса проппанта может быть удорожание ремонтных операций, увеличение времени на их проведение, а также проблемы безопасности.В низко дебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что требует периодических промывок.Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны.Удаление вынесенного проппанта может быть связано со значительными затратами.Новый метод чистой скважины обеспечивает более ранний ввод в эксплуатацию скважины после ремонта.Технология в дальнейшем будет использована на ряде месторождений ЛУКОЙЛа в Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции.ЗаключениеКурсовая работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка использованной литературы. Общий объем работы составляет 128 страниц и включает 56 рисунков.Исходными данными для работы послужили материалы ГИС по 1311 скважинам, данные сейсмических исследований, а также результаты разработки каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения.Основные результаты проведенного исследования:Исследована детальная корреляция разрезов всех скважин каменноугольно-нижнепермских отложений в пределах Усинского месторождения в ПК «AUTOCORR» по единой методике.Исследована типизация карбонатного разреза и установлено наличие биогермных тел, которые формируют не единый рифовый массив, а имеют сложную слоистую структуру, которая омолаживается в западном направлении на территории залежи.Омоложение тел в западном направлении обусловлено, в первую очередь, изменением палеогеографических условий на территории залежи, связанные с тектоническими движениями блоков фундамента.Формирование продуктивных отложений происходило в различных условиях осадконакопления, так нижняя часть разреза (пачки 0 – 3) формировалась в относительно стабильной тектонической обстановке. Породы пачек 4 – 11 наоборот отлагались при активизации тектонических процессов, что привело к образованию зон активной вертикальной трещиноватости, а также способствовало росту биогермных тел;Изменения общих толщин в отдельных частях залежи обусловлены различными факторами: увеличение толщины пачек в центре залежи обусловлено ростом биогермных тел в нижней и средней частях разреза, а увеличение толщины продуктивных отложений на юго-западном участке связано с ростом биогермных тел в верхней части разреза. В то же время, уменьшение толщин в смежных областях связано с размывами части отложений. Оба эти явленияявляются отражением активных тектонических процессов, сопровождавших осадконакопление.Карты толщин отдельных пачек позволили выделить неоднократные смены направлений тектонических движений в процессе формирования отложений, которые, в частности привели, к омоложению биогермных тел в западном направлении;Блоковая тектоника не только сопровождала процесс осадконакопления, но и проявлялась в последующие периоды, что находит свое отражение в современном структурном плане, кроме того, тектонические движения привели к формированию в залежи зон активной вертикальной трещиноватости;Именно сильная вертикальная трещиноватость всего разреза при слабой глинистой покрышке толщиной 10 – 15 метров способствовала, с одной стороны, потере нефтью залежи легких и летучих компонентов, что обусловило сверхвысокую вязкость нефти – 710 мПа*с. С другой стороны, обводнение продукции происходило за счет подтягивания пластовой воды снизу по вертикальным трещинам, а не по латерали, как предполагалось ранее при рассмотрении объекта как единого рифогенного массива.Библиографический список использованной литературыАксенов А.А., Королюк И.К., Гогоненков Г.Н., Вендельштейн Б.Ю., Новиков А.А., Филиппов В.П. – Нефтегазоносность ловушек органогенного типа. – М.: 1994. 233 с.Буракова С.В., Тарасов Г.А. Моделирование паротеплового воздействия через горизонтальные скважины на участке опытных работ пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения//Современные наукоемкие технологии. – 2005. – № 3, С. 55 – 56.Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений.— М.: ВНИИОЭНГ, 1995.Геология и разработка крупнейших и уникальных и нефтегазовых месторождений России под редакцией Гавуры В.Е. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – Т.1.Громыко А.И. Отчет о результатах работ по созданию уточненной структурно-тектонической модели южной части Усинского месторождения. – г. Ухта, 2008.Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов на основе инновационных технологий. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 116 с.Гутман И.С., Балабан И.Ю. Геостатистика в промыслово- геологических исследованиях. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011 г.Гутман И.С., Балабан И.Ю., Копылов В.Е., Кузнецова Г.П. и др. Промысловая геология нефти и газа. Детальная корреляция разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ с помощью программы «AutoCorr». - Учебное пособие. – М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2004.Гутман И.С., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П. и др. Отечественный комплекс «AutoCorr» для выполнения корреляции разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режимах, моделирования залежей, подсчета запасов УВ и проектирования разработки//Вестник ЦКР РОСНЕДРА. – 2005. № 2. С. 51-62.Гутман И.С., Балабан И.Ю., Постнова О.В., Руднев С.А., Саакян М.И.– Программный комплекс ACDV для изучения осадконакопления в залежах УВ сложного геологического строения//Геофизика. – 2010.№ 4. С. 17-25.Гутман И.С., Иванова М.М., Антониади Д.Г., Джалалов К.Э. и др. Отчет о научно-исследовательской работе: «Технологическая схема разработки пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения». М. 1985.Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Саакян М.И. Детальная корреляция разрезов скважин с помощью программного комплекса«AutoCorr»//Геоинформатика. – 2009. №2. С. 86 – 97.Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. – Зоны развития коллекторов пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения// Недропользование XXI век. – 2012. № 4. С. 28 - 35.Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. Характеристика обводненности пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения в связи с особенностями ее геологического строения на основе результатов детальной корреляции разрезов скважин//Нефть.Газ.Новации. – 2012.№ 3. С. 30 - 40.Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 г.Касимов А.Н. Отчет по результатам работ ВСП в скважинах 618, 1163, 1192, 1207, 1596, 4276 Усинского месторождения. Москва, 2005 г.Коновалов, Д.В., Петухов А.В. Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах на месторождениях высоковязких нефтей- важнейший резерв повышения эффективности их разработки// Геология нефти и газа. – 1986. № 7. С. 25-29.Корреляция скважин по данным ГИС. Технология на основе интерграции автоматической корреляции и динамической визуализации. Руководство пользователя. - М.: 2010.Кузнецов В.Г. Фации и фациальный анализ в нефтегазовой геологии: Учебник для вузов. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 20.Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемыхзапасов//Вестник ЦКР РОСНЕДРА. - 2009. № 6. С. 33 – 34.Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005 г.Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин под редакцией Гутмана И.С. - М.: Недра. 2013. 112 с.Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. - М.: Недра, 1983. - 175 с.Муляк В.В. Анализ особенностей заводнения пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения по гидрохимическим данным//Нефтяное хозяйство. - 2007. С. 109 – 111.Мусафирова Е.М. Отчет о научно-исследовательской работе:«Биостратиграфические исследования пород поисковых и разведочных скважин месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ», г. Ухта. 2009.Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов А.А. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики. – М.: Научный мир. 2001.Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах / Под редакцией С.П. Максимова. – М.: Недра. 1987.Носов А.П. Отчет о научно-исследовательской работе: «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Усинского нефтяного месторождения». Ухта. 1998.Петухов А.В., Коновалов, Д.В. Формирование карбонатных резервуаров в зонах перехода сероводородсодержащих сульфатно- карбонатных толщ в известково-доломитовые//Геология нефти и газа 1987г. № 11. С. 15-19.Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумакова О.В., Никонов Н.И. Куранов А.В., Богданов М.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано- Печорской нефтегазоносной провинции//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т.6. - № 4.Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология и литолого-фациальный анализ. – М.: Недра. 1981. 284 с.Пчела К.В. Основные приоритеты в моделировании трещиноватости сложнопостроенных карбонатных пластов на примере пермо- карбоновой залежи Усинского месторождения//Бурение и нефть. - 2011. №11. С. 34-37.Пчела К.В., Урсегов С.О., Муляк В.В., Чертенков М.В. Потенциальные возможности увеличения добычи высоковязкой нефти из сложно построенных карбонатных пластов при помощи интеллектуальных скважин//SPE 166899. 2013.Рединг Х.Г., Коллинсон Дж.Д., Аллен Ф.А. и др. Обстановки осадконакопления и фации. 1990, М.: МИР, т. I (350 с.), т.II (382 с.) (под ред. чл.-корр. РАН П.П.Тимофеева).Риле Е.Б. Альтернативные модели некоторых тектонически экранированных залежей УВ Тимано-Печорской НГП//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012 С. 45 – 51.Рифы и карбонатные псефитолиты: Материалы Всероссийского литологического совещания. - Сыктывкар: Геопринт. 2010. 216 с.Рожкин М.Е. Анализ влияния закачки пара на работу добывающих скважин участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2012. №6. С. 51-55.Рузин Л.М. Особенности и инновационные направления освоения ресурсов высоковязких нефтей//Известия Коми научного центра УРО РАН. 2010. №2. С. 92 – 97.Сало А.И., Савинкин П.Т. и др. Подсчет запасов нефти Усинского месторождения и его геологическое строение. Ухта. 1972.Справочник по литологии под редакцией Н.Б. Вассоевича, В.Л. Либровича, Н.В. Логвиненко, В.И. Марченко. – М.: Недра. 1983.Тараскин Е.Н., Пчела К.В., Прокушева С.А. Комплексный подход к моделированию процесса извлечения высоковязкой нефти из карбонатных пластов на примере зоны ПТВ пермокарбоновой залежи Усинского месторождения//Нефтепромысловое дело. 2012 г. № 3. С. 11 – 22.Тараскин Е.Н., Урсегов С.О., Черепанов В.Н. Инновационные направления разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения//Бурение и нефть. 2009 С. 55 – 57.Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к «Атласу геологических карт», 2000/З.В. Ларионова, В.И. Богацкий, Е.Г. Довжикова, Л.В. Галкина, О.Л. Ермакова, П.К. Костыгова, К.А. Москаленко, Н.И. Никонов, Г.А. Шабанова. – Ухта: Изд-во ТП НИЦ. 2002.Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. Пер. с англ. М.: Недра. 1980.Урсегов С.О., Тараскин Е.Н., Чертенков М.В., Абиг П., Ранджан А.,Интегрированный подход к моделированию системы трещин и оценкееевлияниянаразработкукарбонатнойзалежисвысоковязкой нефтью//SPE 136393. 2010.ФортунатоваН.К.Седиментологическоемоделирование карбонатных осадочных комплексов.  М.: РЭФИА. 2000.Годовой отчёт ПАО «»Лукойл», 2017 год.Годовой отчёт ПАО «»Лукойл», 2020 год.